Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО "ФСК ЕЭС" с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО "МРСК Сибири - "Алтайэнерго"

Назначение

Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО «ФСК ЕЭС» с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных Сикон С10, С70 (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ -ИК, ИВКЭ, ИВК, включает в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS приемника, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:

-    синхронизацию шкалы времени ИВК;

-    сбор информации (результаты измерений, журналы событий);

-    обработку данных и их архивирование;

-    хранение информации в базе данных сервера АИИС КУЭ ПАО "МРСК Сибири -"Алтайэнерго" не менее 3,5 лет;

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

ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер баз данных; модули «Оперативный сбор 2000» и «Автоматизированный сбор 2000», автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных, который входит в программное обеспечение сервера, и специальное программное обеспечение (СПО) ПК «Пирамида 2000» (ПАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго»), коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» ПАО «ФСК ЕЭС».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК, использующих в своем составе ИВКЭ, цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор, накопление, умножение на коэффициенты трансформации, и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК ПАО "МРСК Сибири -"Алтайэнерго"

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Для ИК, не использующих в своем составе ИВКЭ, данные на уровень ИВК передаются от счетчиков через GSM модем по основному каналу, или по резервному (GSM-сеть другого оператора).

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ПАО "МРСК Сибири -"Алтайэнерго" автоматически опрашивает (или по запросу пользователя) УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал GSM-связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи GSM другого оператора.

По окончании опроса измеренные значения активной (реактивной) энергии в автоматическом режиме фиксируются в базе данных (БД) сервера ИВК. В сервере БД 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. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в виде электронных документов в формате XML (формат 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка), передает его в в ПАО «ФСК ЕЭС» - коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», АО «Алтайэнергосбыт». Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по точкам поставки подстанций ПС 110 кВ Кулундинская, ПС №15 Горняцкая, ПС 35 кВ Веселоярская (ПАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго») в сечении коммерческого учета производится с коммуникационного сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» в виде файла-отчета с результатами измерений, в формате ХМL с использованием ЭЦП в программноаппаратный комплекс Коммерческого оператора оптового рынка электроэнергии и мощности (ПАК КО) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».

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 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Синхронизация часов УСПД выполняется УССВ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и УССВ на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от УССВ на основе GPS приемника, подключенного к серверу с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Синхронизация и коррекция времени сервера ИВК осуществляется также от GPS приемника. Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера.

Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по каналам GSM-сетей, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Пирамида 2000» (ПО ПК «Пирамида 2000»). ПК «Пирамида 2000» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Пирамида 2000».

Идентификационные данные ПК «Пирамида 2000», установленного в ИВК, указаны в таблицах 1, 2.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Таблица 2 - Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты высокий в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, а также метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 3 - 5.

Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУЭ

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Таблица 5 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Примечания:

1    Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2    Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.

3    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).

4    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

5    Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

-    диапазон напряжения - от 0,99^н до 1,01-U^

-    диапазон силы тока - от !н до 1,2Тн;

-    коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,87(0,5);

-    частота - (50±0,15) Гц;

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

Температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков -

от плюс 18 до плюс 25 °С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С.

6    Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9^н1 до 1,1-U^; диапазон силы первичного тока - от 0,05 Тн1 до 1,2Тн1; коэффициент мощности

cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50±0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.

-    для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.02:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^н2 до 1,1 ^н2; диапазон силы вторичного тока - от 0,0Ын2 до 1,2Тн2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6 -0,5); частота - (50±0,4) Гц;

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

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

7    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по

ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005; ГОСТ 30206-94 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005; ГОСТ 26035-83 в части реактивной электроэнергии.

8    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    счетчик типа СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов; счетчик типа СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

-    УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов; УСПД СИКОН С10 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

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;

в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД.

наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД;

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

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;

-    ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-077-2016 «АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО «ФСК ЕЭС» с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2016 г.

Основные средства поверки:

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

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

-    средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».

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

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с документом ИЛГШ.411151.124 РЭ1

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом «Счётчики активной и реактивной энергии электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1»

-    для УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные Сикон С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

-    для УСПД СИКОН С10 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные Сикон С10. Методика поверки ВЛСТ 180.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

-    термогигрометр СБКТБЯ (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 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.

Сведения о методах измерений

приведены в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО "МРСК Сибири - "Алтайэнерго". Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/156-2016 от 29.08.2016

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО "МРСК Сибири -"Алтайэнерго"

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»