Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ "Машук" филиал ОАО "ФСК ЕЭС России" - МЭС Юга

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «A1800RALQ- P4GB-DW-4» класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие два измерительных канала системы по количеству точек учета электроэнергии.

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки» (ИВКЭ), включающий в себя два устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 и специализированное программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр», АРМ оператора, устройство синхронизации системного времени (УССВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485) и далее осуществляет передачу накопленных данных по каналам связи на верхний уровень системы (сервер БД).

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 времени).

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й уровни АИИС КУЭ.

Функции сервера ИВК выполняет Сервер ЦСОД АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга г. Железноводск, п. Иноземцево.

Принцип действия:

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, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

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 электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, а также её накопление и передача на СБД по линиям связи.

Информационный обмен между уровнями ИИК 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.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД 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.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), созданной на базе устройства синхронизации системного времени типа УССВ - 35 HVS (выполненных на основе GSM-терминала Siemens Tc35i), принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS).

Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически по сигналам УССВ при расхождении показаний часов на величину более чем ±1 с., погрешность синхронизации не более 0,1 сек. Контроль времени счетчиков автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±2 с.

Таким образом, погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

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

Программное обеспечение

В составе АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр» производства ООО «Эльстер Метроника», которое реализует задачи и функции АИИС КУЭ и включает в себя:

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

(AlphaPlus W 2.1)»);

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

- уровень программного обеспечения АРМа (ОС WindowsXPRussian, ПО «Альфа

Центр» - АС_РЕ_55, прикладное ПО);

- программное обеспечения мобильного автоматизированного рабочего места (АРМ) - «Альфа Центр. Мобильный АРМ »;

- программное обеспечение системы управления базами данных (СУБД) - «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 его полномочиям.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

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

• ПО «Альфа Центр» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

• Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной циф

ровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

• Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и

преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.

Технические характеристики

Состав ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИК

В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК при измерении электроэнергии и средней мощности (получасовых), при доверительной вероятности

Р = 0,95.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Примечания:

1. Погрешность измерений 61(2)%P и 51(2)%q для cosф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 61(2)%p и 6i(2)%q для cosф<1,0 нормируется от 12%.

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)^Uh; сила тока - (0,01 - 1,2) Тн; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - 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 минус 20°С до + 40°С;

счетчиков - от +15°С до +25 °С;

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

- атмосферное давление - (100±4) кПа.

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,Тином,

- сила тока от 0,01 1№м до 1,2 1ном ;

- температура окружающей среды: для ТТ и ТН от минус 20°С до +40°С, для счетчиков электрической от +15°С до +25 °С;

- относительная влажность воздуха - (40 - 60) %;

- атмосферное давление - (100±4) кПа.

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

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ПС 330 кВ «Машук» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• счетчик электроэнергии Альфа 1805 - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

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

• УСПД (RTU 325) - среднее время наработки на отказ не менее 70000часов;

• «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 сервере 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;

- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции часов компонентов;

- журнал УСПД:

- пропадания напряжения;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение сервера;

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- выводы измерительных трансформаторов тока;

- электросчётчика;

- испытательной коробки;

- УСПД;

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

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).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

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

- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга представлена в таблице 4.

Таблица 4. Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки» Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-11 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

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

- средства поверки счетчиков электрической энергии типа Альфа - в соответствии с документом «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в феврале 1998 г;

- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга». Методика аттестована метрологической службой ЗАО «РИТЭК - СОЮЗ», свидетельство об аттестации № 030/01.00190-02.2013 от 27.02.2013г.

Нормативные документы

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

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

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

БЕКВ.422231.055.РЭ «Руководство по эксплуатации на Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.