Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ "Роза - Хутор"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Роза - Хутор» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ПС-110 кВ «Роза - Хутор», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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);

- перезапуск АИИС КУЭ;

- 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 с ПС-110 кВ «Роза - Хутор» - 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 (коррекция времени).

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения и состоит из 13-ти информационно-измерительных каналов (далее - ИИК ТУ), измерительно-вычислительного комплекса (далее ИВК).

Перечень информационно-измерительных каналов точек учета, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, номера регистрации в Государственном реестре средств измерений представлены в таблице 1.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - «уровень измерительного комплекса точки учета» (уровень ИК), выполняющий функцию измерений и включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S; 0,5S и 0,5 по 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, вторичные цепи и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «АЛЬФА А1800» класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в

части реактивной электроэнергии), установленных на объектах ПС-110 кВ «Роза - Хутор» и соответствующие связующие компоненты.

2 -й уровень - «уровень информационно-вычислительного комплекса» (ИВКЭ) АИИС КУЭ, представляет собой совокупность функционально объединенных программных и технических средств, предназначенных для решения задач сбора и обработки результатов измерений, диагностики состояний средств и объектов в пределах одной электроустановки.

Уровень ИВКЭ включает в себя

- аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи и специализированное программное обеспечение (ПО) Альфа Центр АС_РЕ_40;

- УСПД типа RTU - 325T-E2-M4-B8, предназначенное для накопления, обработки информации, поступающей удаленным способом с уровня ИИК ТУ (счетчики) и формирования данных для передачи в автоматическом режиме на вышестоящий уровень;

- устройство синхронизации системного времени (УССВ);

- автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), выполняющий функции обработки, хранения результатов измерений, диагностики состояний средств измерений (СИ) и включающий в себя одно автоматизированное рабочее место персонала (далее -АРМ) АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза - Хутор», каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных АИИС КУЭ (далее - сервер БД). Функции сервера ИВК выполняет ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - Кубанское ПМЭС и ЦСОД АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга.

Уровень ИК представляет собой функционально объединенную и территориально локализованную совокупность программно-технических средств учета электроэнергии.

На данном уровне формируются и преобразуются сигналы, содержащие количественную информацию об измеряемых величинах, реализуются вычислительные и логические операции, предусмотренные процессом измерений. Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30минутных интервалов времени.

В состав ИК входят измерительные трансформаторы тока и напряжения, измерительные цепи, а также счетчики, в совокупности образующие сложный измерительный канал, сигналы с выхода которого используются для получения результатов косвенных, совокупных или совместных измерений электрической энергии по всем точкам учета, задействованным в АИ-ИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза - Хутор».

Информационный обмен между уровнями ИИК ТУ 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 БД по внешнему каналу связи: основному и резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регионального оператора сотовой связи.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВКЭ (УСПД), где осуществляется обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт^ч,(квар^ч), умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передачу накопленных данных на сервер БД (АРМ).

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

ЛИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), на базе устройства синхронизации времени Метроника-235, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает коррекцию и поддержание системного времени информационновычислительных компонентов на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчик, УСПД, сервер) по единому астрономическому времени, реализуемому во время сеансов связи между уровнями. Корректировка времени уровня ИВК производится один раз в час при рассогласовании более ±2с. Уровень ИВК (сервер) осуществляет коррекцию времени счетчиков, сличение времени осуществляется при каждом сеансе связи (допустимое рассогласование не превышает ± 2с). Допустимая погрешность измерений календарного времени системы ± 5с.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр».

Таблица 1 - Состав измерительных каналов и метрологические характеристики измерительных компонентов

ИК № 8     Ктт=1000/5        КТ=0,5;    KT=0,5S/1;

1ПА4Л ПО     IZ^— I ПППП/1 ПП      Л ПЛ,17,П

Общий вид основных составных частей АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Роза - Хутор»

Программное обеспечение

В составе информационно-вычислительного комплекса используется программный продукт «Альфа Центр» производства ООО «Эльстер Метроника», г. Москва.

Программное обеспечение АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза Хутор» состоит из следующих уровней:

- уровень программного обеспечения счётчиков «АЛЬФА А1800» (ПО «Metercat (Al

phaPlus W 2.1)»);

- уровень программного обеспечения УСПД серии RTU-325T (ОС «QNX 4»);

- уровень программного обеспечения АРМа (ОС Windows XP Russian, ПО «Альфа

ЦЕНТР» - АС_РЕ_40, прикладное ПО).

Основными компонентами структурной схемы программного обеспечения АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза Хутор» являются:

- «Альфа ЦЕНТР» - выполняет основные функции: автоматический параллельный опрос до сорока счетчиков серии «АЛЬФА А1800» и УСПД с использованием различных типов каналов связи и коммутационного оборудования, накопление информации в базе данных, расчет электроэнергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде, защита данных от несанкционированного доступа;

- «Альфа ЦЕНТР Коммуникатор» - используется для описания в базе данных схем сбора данных со счетчиков электроэнергии и(или) УСПД, для ручного ( тестового) опроса устройств и управления автоматическими службами сбора и передачи данных Альфа ЦЕНТР;

- «Альфа ЦЕНТР Диагностика» - предназначен для автоматического мониторинга

работы ПО «Альфа ЦЕНТР РЕ»;

- «Альфа ЦЕНТР Утилиты» - используется для создания резервных копий базы данных программы «Альфа ЦЕНТР», для просмотра служебной информации о HASP-ключе, состоянии базы данных, состоянии сервера и т.д;

- «Metercat (Alphalus W 2.1)» - предназначен для программирования и считывания

информации об энергопотреблении со счетчиков электроэнергии «АЛЬФА А1800»;

- «Альфа ЦЕНТР Laptop» - предназначено для опроса счетчиков или УСПД с использованием переносного компьютера через оптопорт счетчика или мультиплексор для последующего импорта в центральную БД.

ПО АС_РЕ_40 идентифицируется посредством чтения HASP-ключа Аладдин 5-ой версии с помощью программы Альфа Центр Утилиты. ПО «Альфа-Центр». Защита ПО от несанкционированного доступа, на программном и логическом уровнях, реализуется за счет многоуровневых паролей доступа, при этом для каждого пользователя устанавливаются имена и пароли, соответствующие их правам и ролям.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» согласно МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза - Хутор» приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза - Хутор»__________________________________________________________________________

Примечания:

1. Swp (Spp) - доверительные границы относительной погрешности результата измерений активной электрической энергии (мощности), при доверительной вероятности 0,95;

2. Swq (Spq) - доверительные границы относительной погрешности результата измерений реактивной электрической энергии (мощности), при доверительной вероятности 0,95;

3. Нормальные условия эксплуатации:

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

- параметры сети для ИК: напряжение - (0,99 - 1,01)^Uh; сила тока - (0,05 - 1,2) 4н; диапазон коэффициента мощности cos ф (миф) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота - (50 ± 0,15) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;

- температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от +5°С до + 30°С;

счетчиков - от +18°С до +25 °С; ИВК - от +15 °С до +25 °С;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети для ИК:       напряжение - (0,9 - 1,1) •Uh1; сила первичного тока -

(0,01 - 1,2) -Ih1 для ИК № 1,2, 5,7 - 10; 12 - 14; сила первичного тока - (0,05 - 1,2) -1н1 для ИК № 11, 15; 16; диапазон коэффициента мощности cos9 (sino) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота - (50 ± 0,15) Гц;

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

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

Для электросчетчиков:

- параметры сети для ИК:       напряжение - (0,9 - 1,1) ^Uh2; сила вторичного тока -

(0,05 - 1,2) •Ih2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sm9) - от 0,8 до 1,0 (0,6); частота -(50 ± 0,15) Гц;

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

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

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

- температура окружающего воздуха - от +15 °С до +25 °С;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

5. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом установленном на ПС - 110 кВ «Роза - Хутор» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Роза - Хутор».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза - Хутор» (основные технические средства, задействованные в системе) представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Роза - Хутор»

Поверка

осуществляется по методике поверки БЕКВ.422231.044 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Роза - Хутор». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Краснодарский ЦСМ» в апреле месяце 2011г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

Счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

Устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325T - в соответствии с документом «Методика поверки. Устройство сбора и передачи данных RTU-325T b RTU-325H.» ДИЯМ.466215.005 МП., утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2010г.

Сведения о методах измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Роза - Хутор». Методика измерений количества электрической энергии, БЕКВ.422231.044.МИ.

Нормативные документы

энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Роза - Хутор»

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

ГОСТ 22261-94   «Средства измерений электрических и магнитных величин. Об

щие технические условия».

ГОСТ 1983-2001   «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001   «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005      «Аппаратура для измерения электрической энергии пере

менного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

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

МИ 2441-97. «Испытания для целей утверждения типа измерительных систем. Общие требования».

БЕКВ.422231.044.РЭ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ)ПС-110 кВ «Роза - Хутор».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.