Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ "Сигма" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Сигма"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ «Сигма» - АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Сигма» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М, класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей и технических средств приема - передачи данных.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройства синхронизации времени и коммутационного оборудования.

УСПД типа RTU-325H обеспечивает сбор данных со счетчиков, 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 информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.

3-й уровень - ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);

- обработку данных и их архивирование;

- хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;

- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).

ИВК состоит из ЦЕНТР сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра и комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (далее - ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), а также устройств синхронизации времени УССВ-35HVS, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее - СПО «Метроскоп»).

К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) персонала.

Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ подстанции.

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни АИИС КУЭ.

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. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллера. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре. Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор для отображения учетной энергии и измеряемых величин.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по каналам GSM связи.

ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра автоматически опрашивает УСПД уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи - волоконно-оптической линии связи (далее - ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе спутниковой связи.

В ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра информация о результатах измерений автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) опрашивает ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ) - один раз в 30 минут. ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) осуществляет соединение и получение данных с ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра.

В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Один раз в сутки ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и всем заинтересованным организациям-участникам ОРЭ, через IP сеть передачи данных ОАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков 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.

Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ± 2 с.

Корректировка часов УСПД выполняется автоматически устройством синхронизации времени GARMIN - 18 RC, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов УСПД происходит ежесекундно.

В ИВК ЦСОД МЭС Центра и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов серверов ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS. При нарушении связи между УСПД и подключенного к нему GARMIN - 18 RC, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более ± 1 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время часов счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

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.

Журналы событий счетчика электроэнергии 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

Таблица 1 - Идентификационные данные СПО «Метроскоп», установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Центра

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 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.

S >£ л о Я S л

S

н л И ЕЕ S >£ л о Я S л

И м ■о

Я н л ■о S <1 н S я S

W о О

о

Продолжение таблицы 2

Окончание таблицы 2

Примечания:

1. В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6) %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (мпф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 °С до 30 °С.

2. Нормальные условия:

- 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)1н; коэффициент мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С; ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков: (23 ± 2) °С ; УСПД - от 15 °С до 25 °С;

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

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа).

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01 - 1,2)1н1; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;

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

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа).

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosф=1) - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,5 -1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30°С;

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

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((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 °С до 30 °С;

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

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа).

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М - не менее Т0= 140000 часов; среднее время восстановления работоспособности Тв= 168 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности Тв = 1 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

КГ_АИИС = 0,98 - коэффициент готовности;

ТО_АИИС = 8347,24 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

- Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

- Стойкость к электромагнитным воздействиям;

- Ремонтопригодность;

- Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

- Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;

- Резервирование элементов системы;

- Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;

- Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

журнал событий счетчика:

- попытки несанкционированного доступа;

- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- перерывы питания.

журнал событий ИВКЭ:

- ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

- ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;

- установка текущих значений времени и даты;

- попытки несанкционированного доступа;

- связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;

- перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);

- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

- отключение питания.

журнал событий ИВК:

- даты начала регистрации измерений;

- перерывов электропитания ;

- программных и аппаратных перезапусков;

- установка и корректировка времени;

- переход на летнее/зимнее время;

- нарушение защиты ИВК;

- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- привод разъединителя трансформаторов напряжения;

- клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;

- корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);

- клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;

- промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;

- испытательная коробка (специализированный клеммник);

- крышки клеммных отсеков счетчиков;

- крышки клеммного отсека УСПД.

защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации( возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на промконтроллер (УСПД);

- установка пароля на сервер БД ИВК.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ «Сигма» - АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Сигма» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ

Окончание таблицы 3

Поверка

осуществляется по документу МП 56885-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ «Сигма» - АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Сигма». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

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

- 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 типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации часть 2 Методика поверки»;

- УСПД RTU-300H - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - в соответствии с документом ЕМНК.466454.005.МП «Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», утвержденным ФГУ «Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 г.,

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

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до + 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 «21168598.422231.0386.ИС1. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ «Сигма» - АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Сигма».

Лист № 11

Всего листов 11

Нормативные документы

электроэнергии подстанции 220 кВ «Сигма» - АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Сигма»

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

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

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

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

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

6. «21168598.422231.0386.ИС1. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ "Сигма".

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.