Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ "Волна-2"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ «Волна-2» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ): ИВК ПС 110/10 кВ «Волна-2» и ИВК ООО «ЭнергоЭффективность».

ИВК ПС 110/10 кВ «Волна-2» включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации времени на базе ГЛО11АСС/(И^-11риемника типа УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

ИВК ООО «ЭнергоЭффективность» включает в себя сервер баз данных, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени на основе GPS-приемника, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, АРМ и ПО «Альфа Центров».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы УСПД СИКОН С70, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

По запросу ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенного в ЦСОИ ПС 110/10 кВ «Волна-2», УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по каналам связи. В ИВК «ИКМ-Пирамида» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.

По запросу сервера баз данных, расположенного в ЦСОИ ООО «ЭнергоЭффективность», УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по каналам связи. В ИВК ООО «ЭнергоЭффективность» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера баз данных ИВК настоящей системы.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-2, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более ±10 мкс. ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (не реже чем 1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-2, корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от наличия расхождения. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов УСПД производится независимо от наличии расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется при наличии расхождения ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Синхронизация часов сервера баз данных, расположенного в ЦСОИ ООО «ЭнергоЭффективность» с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени (УССВ 35-HVS) на основе приемника сигналов точного от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов сервера баз данных с часами УССВ происходит каждую секунду, коррекция проводится при расхождении более чем на ±2 с.

Синхронизация часов сервера баз данных производится от УССВ 35-HVS, входящего в состав ЦСОИ ООО «ЭнергоЭффективность». Синхронизация часов счетчиков производится от УСВ-2, входящего в состав ЦСОИ ПС 110/10 кВ «Волна-2», независимо от ЦСОИ ООО «ЭнергоЭффективность».

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «Альфа Центр SE», в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1 и 2. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО «Пирамида 2000»

Таблица 2 - Метрологические значимые модули ПО «Альфа IeHTp_SE»

ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

ПО «Альфа Центp_SE» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 4 и 5, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблицах 3 - 5.

Таблица 3 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Таблица 5 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва

ла, соответствующие вероятности 0,95.

3 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uh; диапазон силы тока

(0,02 - 1,2) Ih, частота (50+0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

- температура окружающей среды:

- ТТ и ТН от минус 60 до плюс 40 °С;

- счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;

- УСПД от плюс 15 до плюс 25 °С;

- ИВК от плюс 15 до плюс 25 °С;

- 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) Uh1; диапазон силы первичного тока (0,01 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (sm9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50+0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 60 до плюс 40 °C.

-     для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9 (sm9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50+2,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха от

минус 40 до плюс 60 °C;

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

5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температу

ры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 35 °С.

6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида», УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=41000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни

ка бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и коммутируемого канала.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- ИВК;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- ИВК.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - тридцатиминутный суточный график средних мощностей по каждому

каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК - 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 электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ «Волна-2» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 6

Поверка

осуществляется по документу МП 63943-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ «Волна-2». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ИЦ ФГУП «ВНИИМС» в марте 2016 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато

ры тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс

форматоры напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без от

ключения цепей. Методика выполнения измерений»;

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

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электриче

ской энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

- СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры

сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 году;

- УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройства синхрониза

ции времени УСВ-2. Методика поверки», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информацион

но-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2010 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис

темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи

ками 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 %;

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнит

ной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ «Волна-2» (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ «Волна-2»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.

Нормативные документы

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.