Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ "Спортивная" филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга, 59032-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «Спортивная» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга (далее - АИИС КУЭ) предназначена, для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ПС 110 кВ «Спортивная», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерения (ИИК ТИ) - состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности

0,2, 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчиков активной и реактивной электрической энергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S, 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электрической энергии) и 0,5, 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электрической энергии) и вторичных измерительных цепей.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее

- ИВКЭ), созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройства синхронизации времени УССВ-35HVS, одного автоматизированного рабочего места (АРМ), одного переносного инженерного пульта (L) на базе переносного компьютера (ноутбука) с соответствующим программным обеспечением, предназначенным для опроса счетчиков и УСПД, а также коммутационного оборудования.

УСПД типа RTU-325 Н обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная со счётчиков информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД.

Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК). Функции ИВК АИИС КУЭ выполняет сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЕС (Метроскоп), внесенной в Г осреестр под № 45048-10. На третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    измерение календарного времени и интервалов времени;

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин., 60 мин., 1 день, 1 месяц);

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена - участникам оптового рынка электроэнергии;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных

о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов компонентов АИИС КУЭ).

Принцип действия:

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут.

С выхода счетчика цифровой сигнал по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS 485 поступает в УСПД типа RTU 325, где осуществляется сбор, хранение и обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт-ч, (квар-ч), умножение измеренного счётчиками количества электрической энергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, а также её накопление и передача на сервер ЦСОД.

Информационный обмен между уровнями ИИК ТИ и ИВКЭ осуществляется по выделенному каналу связи, организованному по интерфейсу RS-485. Основной канал связи между уровнем ИВКЭ и ИВК осуществляется по волоконно-оптической линии связи ОАО «ФСК ЕЭС», а резервный по выделенному спутниковому каналу.

Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера ЦСОД по внешнему каналу связи - основному или резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регионального оператора сотовой связи.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения электрической энергии и мощности, информация о которых передаётся от счетчиков электрической

энергии в УСПД и далее в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

СОЕВ обеспечивает синхронизацию часов компонентов АИИС КУЭ - счетчиков электрической энергии и УСПД - путем корректировки показаний их часов. Корректировка показаний часов УСПД, осуществляется относительно сигналов точного времени, принимаемых устройством синхронизации времени УССВ-35НУБ от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), и выполняется при расхождении показаний часов на более чем ± 1 с. Корректировка показаний часов счетчиков электрической энергии осуществляется относительно времени, измеряемого часами УСПД, если разность показаний часов счетчиков электрической энергии и УСПД превышает значение ± 2 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиком, часы счетчика корректируются от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В составе АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр» (АС_РЕ_30), зав. № 9034.

_Таблица 1 - Идентификационные данные ПО, установленного в ИВКЭ АИИС КУЭ

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электрической энергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3 нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблице 3.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ_

9190102 1290102 0LL010Z 5JST '9^£

e/v/ooi/e/v/ooooi

S‘0 x '^Л Il-8ez,9l7 5jyr dxoaadooj

01-17 ШГОН£

9I0ZZ 60£LZ 89U2 5JST '9^£ S/0002 SS‘0 i '1ГЛ

II-6S6/>W

dxoaadooj

8-1-01-If OX

9217SS2I0 5JST '9^£ 0‘l/SS‘0 '^Л 90-/.S8ie 5JST dxoaadooj

^-л\а-аоы

-Dtoisosiv

9I90I02 I290I02 0LL010Z 5JST '9^£

e/v/ooi/e/v/ooooi

S‘0 x 'VJL Il-8ez,9l7 5jyr dxoaadooj

01-17 ШГОН£

21 e/,2 eiezz

0C892 5JST '9^£ S/0002 SS‘0 i '1ГЛ II-6S6Z,l7 5Jyr dxoaadooj

8-1-01-If OX

I217SS2I0 5JST '9^£ 0‘l/SS‘0 •■Ь'1ГЛ

90-Z,S8I£5jy[

dxoaadooj

^-л\а-аоы

-Dtoisosiv

e Hd киниц-

П

£LL010Z ZLLOXOZ 6I90I02 5JST '9^£

e/v/ooi/e/v/ooooi

S‘0 x '^Л Il-8ez,9l7 5jyr dxoaadooj

OI-frimOHE

/,8892 98892 8S892 5JST '9^£ S/008 SS‘0 i '1ГЛ L0-L0£9£ sjsr dxoaadooj

е-ш-от-кох

17217SS2I0 5JST '9^£ 0‘l/SS‘0 •■Ь'1ГЛ

90-Z,S8I£5jy[

dxoaadooj

i7-Md-aoi7<i

-Dtoisosiv

8I2Z, °ЛГ '9^£ ОI-9291717 W dxoaadooj

HS2£ ПХЛ

adaeaj 21 Э

ктзнаихмтзэс!

21

квнаихмв

ешно2

ZLL010Z 6I90I02 5JST '9^£

e/v/ooi/e/v/ooooi s‘o x '^Л

11-8 ££917 W dxoaadooj

01-17 ШГОН£

8I0Z.2 Z-I0Z.2 179 U2 5JST '9^£ S/0002 SS‘0 i '1ГЛ II-6S6Z,l7 5jyr dxoaadooj

8-1-01-If OX

6217SS2I0 5JST '9^£ 0‘l/SS‘0 •■Ь'1ГЛ

90-Z,S8I£5jy[

dxoaadooj

^-л\а-аоы

-DTYflS08IV

adaeaj 01 Э

II

6I17SS2I0 5JST '9^£ 0‘l/SS‘0 '-L'lOI

90-Z,S8I£5jy[

dxoaadooj

^-л\а-аоы

-Dtoisosiv

ешн 02

H0Z,2 S9U2 2I0ZZ 5JST '9^£ S/0002 SS‘0 i '1ГЛ II-6S6Z,l7 5jyr dxoaadooj

8-1-01-If OX

ZLL010Z 6I90I02 5JST '9^£

adaeaj 8 Э

e/v/ooi/e/v/ooooi s‘o x '^Л

Il-8ez,9l7 5jyr dxoaadooj

01-17 IHfOH£

1 iaftiiirgex эинэжиоЬ'с^ц

аохоии охэод

g ojsf ХЭИЦ-

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная и реактивная энергия)

Примечания:

1.    Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cos j < 1,0 нормируется от I2%.

2.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

-    параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)-ин; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)-!н; диапазон коэффициента мощности cos9 ^тф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ от 15 до 35 °С; ТН от 10 до 35 °С; счетчиков: от 21 до 25 °С; УСПД от 15 до 25 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)-ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02)(0,05) - 1,2)Ин1; коэффициент мощности cos9 ^тф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха от 5 °С до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)-ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ин2; диапазон коэффициента мощности cos9 ^тф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха:

для ИК № 1, 2 , 5, 6, 8, 9, 11, 12, 14 - 19    от 5 до 30 °С,

для ИК № 21-23    от 15 до 25 °С;

-    относительная влажность воздуха (40-60) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от 15 до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа

3. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ПС 110 кВ «Спортивная» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемых отклонений показаний часов УСПД относительно УССВ

± 1с. ± 2с.

Пределы допускаемых отклонений показаний часов счетчика относительно УСПД

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счетчик электрической энергии Альфа 1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

-    УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

-    УСПД (RTU 325) - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

-    «Альфа Центр» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

-    Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчика Тв < 2 часа;

-    для УСПД Тв < 2 часа;

-    для сервера Тв < 1 час;

-    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

-    для модема Тв < 2 часа.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи - информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    в журналах событий счетчика фиксируются факты:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции часов;

-    в журнале событий УСПД фиксируются факты:

-    пропадания напряжения;

-    параметрирования;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    коррекции часов.

Защищенность применяемых компонентов: предусмотрена механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    выводов измерительных трансформаторов тока;

-    электросчётчиков;

-    испытательных коробок;

-    УСПД;

устанавливается защита информации, на программном уровне, при хранении, передаче, пара-метрировании:

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    в электросчетчиках - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А 1800 - не менее 30 лет;

-    в УСПД - результаты измерений, информация о состоянии объектов и средств измерений - не менее 35 суток.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «Спортивная» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга типографическим способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

Перечень основных средств поверки:

-    средства поверки измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    средства поверки измерительных трансформаторов напряжения - по МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика измерений»;

-    по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика измерений»;

-    средства поверки измерительных счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    средства поверки устройства синхронизации времени типа УСВ-2 в соответствии с документом «ВЛСТ 237.00.000И1. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2009г.;

-    средства поверки измерительных УСПД RTU-325 - в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электрической энергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 году.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «Спортивная» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга». Методика аттестована метрологической службой ЗАО «РИТЭК - СОЮЗ», свидетельство об аттестации № 038/01.00190-09.2013 от 04.09.2013г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «Спортивная» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.