Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электро-энергии ЕНЭС ПС 500 кВ Ногинск
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС ПС 500 кВ Ногинск (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной 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 - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя - устройство сбора и передачи данных (далее-УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и сервер баз данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) (далее по тексту - сервер ИВК), комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (далее - УССВ ИВК),
автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «Россети» - МЭС, ПМЭС, каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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:
- 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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений АИИС КУЭ передаются в целых числах кВт^ч.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по линиям связи.
Сервер ИВК автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор сервера ИВК формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронно-цифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. УССВ ИВК, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в сервере ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Сервер ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC (SU) более чем на 2 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ 071.2-022-АСК3 указывается в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту-СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.0.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | DataServer.exe, DataServer_USPD.exe |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (далее ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ | ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | КВЛ 110 кВ Ногинск-Черноголовка с отп. на ПС Глухово | LMH-170 750/1, КТ 0,2S Рег. № 95264-25 | JSQX-110H 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 95286-25 | СТЭМ-300.265SU КТ 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18 | RTU-325T, рег. № 44626-10 | СТВ-01, рег. № 49933-12 / сервер ИВК |
| 2 | КВЛ 110 кВ Ногинск-Шерна с отп. на ПС Захарово | LMH-170 750/1, КТ 0,2S Рег. № 95264-25 | JSQX-110H 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 95286-25 | СТЭМ-300.265SU КТ 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18 | ||
| 3 | КВЛ 110 кВ Ногинск -Боровое I цепь | LMH-170 750/1, КТ 0,2S Рег. № 95264-25 | JSQX-110H 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 95286-25 | СТЭМ-300.265SU КТ 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18 | ||
| 4 | КВЛ 110 кВ Ногинск -Боровое II цепь | LMH-170 750/1, КТ 0,2S Рег. № 95264-25 | JSQX-110H 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 95286-25 | СТЭМ-300.265SU КТ 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18 | ||
| 5 | КВЛ 110 кВ Ногинск -Затишье I цепь | LMH-170 750/1, КТ 0,2S Рег. № 95264-25 | JSQX-110H 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 95286-25 | СТЭМ-300.265SU КТ 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18 | ||
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 6 | КВЛ 110 кВ Ногинск -Затишье II цепь | LMH-170 750/1, КТ 0,2S Рег. № 95264-25 | JSQX-110H 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 95286-25 | СТЭМ-300.265SU КТ 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18 | RTU-325T, рег. № 44626-10 | СТВ-01, рег. № 49933-12 / сервер ИВК |
| 7 | КВЛ 110 кВ Ногинск -Дуговая II цепь | LMH-170 750/1, КТ 0,2S Рег. № 95264-25 | JSQX-110H 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 95286-25 | СТЭМ-300.265SU КТ 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18 | ||
| 8 | КВЛ 110 кВ Ногинск -Дуговая III цепь | LMH-170 750/1, КТ 0,2S Рег. № 95264-25 | JSQX-110H 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 95286-25 | СТЭМ-300.265SU КТ 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18 | ||
| 9 | КВЛ 110 кВ Ногинск-Электросталь II цепь | LMH-170 750/1, КТ 0,2S Рег. № 95264-25 | JSQX-110H 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 95286-25 | СТЭМ-300.265SU КТ 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18 | ||
| 10 | КВЛ 110 кВ Ногинск-Электросталь I цепь | LMH-170 750/1, КТ 0,2S Рег. № 95264-25 | JSQX-110H 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 95286-25 | СТЭМ-300.265SU КТ 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18 | ||
| 11 | КВЛ 110 кВ Ногинск-Шульгино | LMH-170 1200/1, КТ 0,2S Рег. № 95264-25 | JSQX-110H 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 95286-25 | СТЭМ-300.265SU КТ 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18 | ||
| 12 | КВЛ 110 кВ Ногинск-Монино с отп. на ПС Ельня | LMH-170 1200/1, КТ 0,2S Рег. № 95264-25 | JSQX-110H 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 95286-25 | СТЭМ-300.265SU КТ 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18 | ||
| 13 | КВЛ 110 кВ Ногинск -Истомкино II цепь | LMH-170 1200/1, КТ 0,2S Рег. № 95264-25 | JSQX-110H 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 95286-25 | СТЭМ-300.265SU КТ 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18 | ||
| 14 | КВЛ 110 кВ Ногинск -Истомкино I цепь | LMH-170 1200/1, КТ 0,2S Рег. № 95264-25 | JSQX-110H 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 95286-25 | СТЭМ-300.265SU КТ 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18 |
Продолжение таблицы 2___________________________________________________________
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УССВ ИВК, УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности ±6, % | Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
| 1-14 | Активная Реактивная | 0,4 1,1 | 1,0 1,7 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU), с | ±5 | ||
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,9, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от + 5 °С до + 35 °С | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 14 |
| Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды для счетчиков, °С | от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 50 от + 21 до + 25 |
| Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 (sin^) - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от 90 до 110 от 1(2) до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от 49,6 до 50,4 от - 60 до + 40 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| температура окружающей среды для счетчиков, °С | от + 5 до + 35 |
| температура окружающей среды для сервера ИВК, °С | от + 10 до + 30 |
| температура окружающей среды для УСПД, °С | от + 15 до + 25 |
| атмосферное давление, кПа | от 80,0 до 106,7 |
| относительная влажность, %, не более | 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее СТЭМ-300 (рег. № 71771-18) | 220000 |
| Комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (рег. № 49933-12) - время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| RTU-325T (рег. № 44626-10) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| Сервер ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: СТЭМ-300 (рег. № 71771-18): - значения учтенной активной и реактивной энергии прямого и обратного направления на начало часа на глубину, сут; | 125 |
| RTU-325T (рег. № 44626-10) - архива коммерческого интервала (по умолчанию) за сутки, сут, не менее | 45 |
| Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика и УСПД;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервере ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | LMH-170 | 14 |
| Трансформатор напряжения | JSQX-110H | 4 |
| Счетчик электрической энергии | СТЭМ-300.265SU | 14 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325T | 1 |
| Комплекс измерительно-вычислительный | СТВ-01 | 1 |
| Документация | ||
| Формуляр | ФО 26.51/361/25 | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС ПС 500 кВ Ногинск. МВИ 26.51/361/25, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ», г. Самара. Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311290 от 16.11.2015.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».