Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ "Великорецкая", 62056-15

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

-    периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

-    хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;

-    обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;

-    разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

-    передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической энергии (далее внешним организациям);

-    передача результатов измерений по электронной почте в формате XML 1.0 по программно-задаваемым адресам;

-    предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;

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

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

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2 уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УССВ-35ИУБ (GPS), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ) и программное обеспечение.

3-й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя Центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) ИА ПАО «ФСК ЕЭС», состоящий из сервера коммуникационного, сервера архивов и сервера баз данных; УССВ, автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе персонального компьютера, каналообразующую аппаратуру, средства связи и передачи данных и технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» используется программное обеспечение (далее - ПО) «АИИС КУЭ ЕНЭС».

Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Для информационного обмена между счетчиками электрической энергии и УСПД используется выделенный канал передачи данных, организованный посредством интерфейса RS-485. Передача данных от счетчиков электрической энергии осуществляется по запросам, сформированных в УСПД. Для информационного обмена между УСПД и АРМ используется выделенный канал передачи данных, организованный посредством интерфейса Ethernet, между УСПД и GSM- модемом посредством интерфейса RS-232. В качестве основного канала связи используется ВОЛС (передача данных в ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС»), в качестве резервного - телефонная сеть. Телефонная сеть используется при отсутствии ВОЛС.

Из ИВКЭ по запросу коммуникационного сервера информационно - измертельного комплекса (ИВК) данные по каналам связи передаются на сервер ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» с установленным на нем программным обеспечением.

ИВК включает в себя ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД АИИС КУЭ МЭС Северо-Запада, а также устройства синхронизации времени в каждом ЦСОД, аппаратуру приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации и специализированное программное обеспечение (СПО) «Метроскоп».

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ-35HVS (GPS), на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не более ± 1 с. Часы счетчиков электрической энергии синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика 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

Программное обеспечение «АИИС КУЭ ЕНЭС» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображения, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные ПО «АИИС КУЭ ЕНЭС», установленного в ИВК указаны в таблице 2.

Таблица 2

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Высокий» по Р50 2.077-2014

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

-    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

-    для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    температура окружающего воздуха:

- от минус 40 до плюс 65 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

-    для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии для ИК № 1 - 2 от 0 до плюс 40 °C.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счётчик электрической энерги A1802RALХQ-Р4GB-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД RXU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электрической энергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика электрической энергии:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике электрической энергии;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике электрической энергии и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком электрической энергии; Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счётчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    счетчика электрической энергии;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания -не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому каналу и электрической энергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 62056-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

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

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

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

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

-    счетчиков электрической энергии A1802RALXQ-P4GB-DW-4 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-    УСПД RTO-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до - 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая»

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

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

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