Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Таксимо"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Таксимо» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения 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:

1-й    уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), которые включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчик 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 таблице 2.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЯТИ-325Т (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УССВ-2.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС.

Измерительный канал (далее - ИК) состоит из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные 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. 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 счетчика поступает на входы УСПД, где осуществляется 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.

ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос уровня ИВКЭ последовательноциклическим способом.

Основной канал передачи данных организован через ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири. Опрос УСПД выполняется по каналу связи - ВОЛС или на базе сотовой сети связи стандарта GSM. Организация связи (репликация данных) в направлении ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» - ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири выполняется с использованием каналов ЕЦССЭ. Связь организована по дуплексным каналам, данные от ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Сибири к ЦОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» поступают в обратном порядке.

По спутниковым каналам связи (резервный канал) данные поступают в центральные земные спутниковые станции связи (ЦЗССС) операторов, где терминируются и передаются по наземным сетям связи операторов (на основе собственных и арендованных цифровых каналов связи) поступают на соответствующие узлы передачи данных операторов, размещенных на ММТС-9, г. Москва. Далее данные по каналу единой цифровой сети связи энергетики (далее -ЕЦССЭ) поступают на ЦСОД Исполнительного аппарата ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС») для последующей обработки, хранения и передачи смежным субъектам ОРЭМ, филиалу ОАО «СО ЕЭС» - Бурятское РДУ и ИАСУ КУ ОАО «АТС». Связь организована по дуплексным каналам, данные от ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» к уровню ИВКЭ поступают в обратном порядке.

При выходе из строя УСПД или канала связи между УСПД и счетчиком, уровень ИВК будет осуществлять опрос счетчика электрической энергии через дополнительный цифровой интерфейс счетчика - RS-485 и коммутационное оборудование с использованием основного или резервного канала связи, тем самым осуществляется доступ к измеренным значениям и «Журналам событий» ИИК со стороны ИВК.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), выполняющая законченную функцию измерений времени, формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя радиосервер точного времени типа РСТВ-01, ИВК, УСПД, устройство синхронизации системного времени УССВ-2, счетчика электрической энергии.

Контроль времени в счетчиках АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчика выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ±1 с.

Корректировка часов УСПД выполняется автоматически устройством синхронизации времени УССВ-2, которое подключено к УСПД по интерфейсу RS-232. Корректировка часов УСПД выполняется ежесекундно.

В ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири установлены радиосерверы точного времени типа РСТВ-01 (Госреестр № 40586-12). Радиосерверы точного времени расположены в серверных стойках ЦСОД. РСТВ-01 автоматически выполняет контроль времени в ЦСОД, корректировка часов ЦСОД выполняется с погрешностью, не более ±2 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 ИВК 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

АИИС КУЭ ЕНЭС

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.00

Цифровой идентификатор ПО

d233ed6393702747769a45de8e67b57e

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО*

MD5

* - Хэш сумма берется от склейки файлов: DataServer.exe, DataServer_USPD.exe

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 - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительного канала АИИС КУЭ

Номер

ИК

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид электрической энергии

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

1

ВЛ 220 кВ Таксимо -Мамакан II цепь

ТВ-ЭК 220М1 КТ 0,2S 300/5 Зав. № 16-12783;

Зав. № 16-12784; Зав. № 16-12785

VCU-245 КТ 0,2 220000:V3 /100: V3 Зав. № 24500271;

Зав. № 24500268;

Зав. № 24500269

А1802ЯАЬ0-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01273960

RTU-325T Зав. № 008439

активная,

реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики системы

Номер

ИК

Наименование характеристики

Значение характеристики

1

Пределы допускаемой абсолютной разности показаний часов компонентов системы, с

±5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при номинальном токе нагрузки (активная электрическая энергия и средняя мощность), %:

cos ф = 1

±0,7

cos9 = 0,7

±0,9

1

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при номинальном токе нагрузки (реактивная электрическая энергия и средняя мощность), %:

sin ф = 1

±1,3

sin ф = 0,7

±1,8

Примечания:

1.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Ином; ток (1,0—1,2) 1ном, частота -(50±0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от +15 до +35 °С; счетчиков - от +21 до +25 °С; УСПД - от +10 до +30 °С; ИВК - от +10 до +30 °С;

-    относительная влажность воздуха - от 30 до 80 %;

-    атмосферное давление - от 84 до 106,7 кПа;

2.    Рабочие условия эксплуатации:

а)    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9—1,1) Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02-1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87-0,5); частота

- (50±0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от -40 до +70 °C;

-    относительная влажность воздуха - от 30 до 80 %.

б)    для счетчика электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9—1,1) Ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01-1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj)-0,5-1,0 (0,87-0,5); частота -(50±0,4) Гц;

-    относительная влажность воздуха - от 30 до 80 %;

-    атмосферное давление - от 84 до 106,7 кПа;

-    температура окружающего воздуха:

-    для счётчиков электроэнергии АИИС КУЭ - от -40 до +65 °C;

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

в)    для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

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

-    относительная влажность воздуха - от 30 до 80 %;

-    атмосферное давление - от 84 до 106,7 кПа.

3.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчика на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2, УСПД и СОЕВ на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ООО «Велес» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т =120000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в =2 ч;

-    устройство синхронизации системного времени УССВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т =74500 ч., среднее время восстановления работоспособности 1в =2 ч;

-    УСПД КТИ-325Т - среднее время наработки на отказ не менее Т =55000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в =2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т =70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в =1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

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

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;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчике (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Таксимо» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Г осреестра

Количество,

шт.

Трансформатор тока

ТВ-ЭК 220 М1

56255-14

3

Трансформатор напряжения

VCU-245

53610-13

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Альфа А1800, A1802RALQ-F4GB -DW-4

31857-11

1

Радиосервер точного времени

РСТВ-01

40586-12

1

У стройство синхронизации системного времени

УССВ-2

54074-13

1

Устройство сбора и передачи данных

RТU-325Т

44626-10

1

Программное обеспечение

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС

59086-14

1

Методика поверки

МП 79-264-2016

-

1

Формуляр

П2200294-0186 ФО

-

1

Руководство по эксплуатации

АУВП.411711.ФСК.026.02 РЭ

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 79-264-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Таксимо». Методика поверки», утвержденному ФГУП «УНИИМ» 31.05.2016 г. Основные средства поверки:

-    трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа

А1800;

-    в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональный Альфа А1800. Методика поверки»;

-    устройства сбора и передачи данных RTU-325S - в соответствии с документом ДЯИМ.466215.008 МП «Устройство сбора и передачи данных RTU-325S. Методика поверки»

-    источник сигналов точного времени: интернет-ресурс www.ntp1.vniiftri.ru, погрешность не более ±0,01 с.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе АУВП.411711.ФСК.026.02 РЭ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Таксимо» Руководство по эксплуатации».

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Таксимо»

ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

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

ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

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

Развернуть полное описание