Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) состоят из трех уровней:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь).
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр № 19495-03), устройство синхронизации системного времени (УССВ), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора ИВКЭ.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из коммуникационного сервера опроса и сервера базы данных (БД) ЦСОД (центр сбора и обработки данных) ОАО «ФСК ЕЭС», и сервера ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга, устройства синхронизации времени, АРМ пользователей, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации.
Связь УСПД уровня ИВКЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) с ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» реализуется автоматически с помощью единой технологической сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ), организованной на базе проводных и беспроводных каналов связи.
Для работы с системой на уровне подстанции (ПС) предусмотрена организация АРМ оператора ИВК.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в базах данных серверов ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не менее 3,5 лет, отвечающих требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого календарного времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий АИИС КУЭ.
Принцип действия:
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 мгновенные значения активной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии. УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД уровня ИВКЭ осуществляется:
- по интерфейсу RS-485 (счетчик - УСПД).
В УСПД уровня ИВКЭ осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и автоматическая передача накопленных данных на уровень ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга, а также отображение информации по подключенным к УСПД уровня ИВКЭ устройствам.
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью ЕТССЭ, организованной на базе проводных и беспроводных каналов связи. По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп».
На сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» 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. Между ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга происходит автоматическая репликация данных по сетям ЕТССЭ.
Передача данных с уровня ИВКЭ на уровень ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга осуществляется по основному и резервному каналам:
- основной канал передачи информации - посредством аппаратуры спутниковой связи на базе VSAT-технологии SkyEdgTM (УСПД уровня ИВКЭ - коммутатор - оборудование связи -аппаратура спутниковой связи - сервер БД уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва);
- резервный канал передачи информации: в формате RS-232 (УСПД уровня ИВКЭ - GSM модем - GSM модем - сервер БД уровня ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга).
Данные с УСПД могут быть получены на АРМ пользователей по сети Ethernet.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Для выдачи информации об энергопотреблении в ОАО «АТС» предусмотрен временной регламент, описывающий периодичность выдачи информации и объем передаваемых данных. Данные могут передаваться в формате XML-файла. Службы филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга и ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва, ответственные за работу на оптовом рынке электрической энергии, заверяют файл с данными электронно-цифровой подписью (ЭЦП), после чего он поступает в ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным
организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе УССВ-35HVS, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS).
Измерение времени часами компонентов АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.
Время часов УСПД уровня ИВКЭ синхронизировано со временем устройства синхронизации системного времени, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ± 0,1 с. УСПД уровня ИВКЭ осуществляет коррекцию часов счетчиков. Сличение времени часов счетчиков со временем часов УСПД, выполняется не реже чем 1 раз в 30 мин при сеансе связи УСПД со счетчиками. Корректировка времени часов счетчиков осуществляется УСПД автоматически при обнаружении рассогласования часов УСПД и счетчиков более чем на ± 2 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО УСПД RTU-325, ПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) производства ЗАО «НПФ Прорыв» Московская обл., ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПО УСПД RTU-325 | Структура архивов УСПД | DB_V207.UP D | Версия 2.07 | beeee3a6e1328c787e1 fdac72c6e931f | MD5 |
| Системное ПО | SYSTEM_V 224.UPD | Версия 2.24 | e1ef0693976af5dede0 4e31f91846d1b |
| Прикладное ПО | rtu325_v212 Ksp2 | Версия 2.12 | 6144d8046b2f0d8c691 b16175df4be2c |
Специализированное программное обеспечение (СПО), установленное в многопользовательской, многоуровневой ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10), не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь).
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав ИИК (1-2 уровень) АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) в рабочих условиях эксплуатации приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| к к £ | Наименование объекта | Состав ИИК АИИС КУЭ (1-2 уровень) | Вид электроэнергии |
| Т рансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 330 кВ «Моздок» ВЛ 10 кВ W1K (ЗРУ Компрес-ссорной станции) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 1500/5 Зав. № А: 23733-10; В: 19313-10; С: 19295-10 Госреестр № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № А: 02440-10; В: 02439-10; С: 02438-10 Госреестр № 35955-07 | A1805RAL-P4GB-DW4 кл. Т 0,5S/1,0 Зав. № 01224870 Госреестр № 31857-06 | RTU-325-Е1 Зав.№ 000596 Госреестр № 19495-03 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 2 | ПС 330 кВ «Моздок» ВЛ 10 кВ W2K (ЗРУ Компрес-ссорной станции) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 1500/5 Зав. № А: 33738-10; В: 23436-10; С: 23312-10 Госреестр № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № А: 02437-10; В: 02436-10; С: 02435-10 Госреестр № 35955-07 | A1805RAL-P4GB-DW4 кл. Т 0,5S/1,0 Зав. № 01224872 Госреестр № 31857-06 | RTU-325-Е1 Зав.№ 000596 Госреестр № 19495-03 | активная реактивная |
| 3 | ПС 330 кВ «Моздок» ВЛ 10 кВ W3K (Резерв) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № А: 25647-10; В: 25708-10; С: 25706-10 Госреестр № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № А: 02440-10; В: 02439-10; С: 02438-10 Госреестр № 35955-07 | A1805RAL-P4GB-DW4 кл. Т 0,5S/1,0 Зав. № 01224869 Госреестр № 31857-06 | RTU-325-Е1 Зав.№ 000596 Госреестр № 19495-03 | активная реактивная |
| 4 | ПС 330 кВ «Моздок» ВЛ 10 кВ W4K (Резерв) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № А: 25625-10; В: 25760-10; С: 25626-10 Госреестр № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № А: 02437-10; В: 02436-10; С: 02435-10 Госреестр № 35955-07 | A1805RAL-P4GB-DW4 кл. Т 0,5S/1,0 Зав. № 01224881 Госреестр № 31857-06 | RTU-325-Е1 Зав.№ 000596 Госреестр № 19495-03 | активная реактивная |
Таблица 3
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК (активная электрическая энергия) |
| Номер ИИК | cosф | 31(2)%, I1(2) < I изм < I 5 % | 3 5 %, I5 % < I изм< I 20 % | 3 20 %, I 20 % < I изм < I 100 % | 3 100 %, I100 % < I изм < I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,0 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,5 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,5 | ±5,1 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК (реактивная электрическая энергия) |
| Номер ИИК | cosф | 31(2)%, 11(2) < I изм < I 5 % | 3 5 %, I5 % < I изм< I 20 % | 3 20 %, I 20 % < I изм < I 100 % | 3 100 %, I100 % < I изм < I 120 % |
| 1 - 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | ±8,3 | ±4,9 | ±3,4 | ±3,2 |
| 0,8 | ±5,7 | ±3,5 | ±2,5 | ±2,4 |
| 0,7 | ±4,9 | ±3,1 | ±2,2 | ±2,2 |
| 0,5 | ±4,0 | ±2,6 | ±2,0 | ±2,0 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cos<p=1.0 нормируется от 11%, а погрешность измерений Si(2)%P и S1(2)%Q для cosp<1,0 нормируется от 12%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-ином;
• сила тока от 1ном до 1,2-Тном, cosp=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,
• сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК 1-4.
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
• УССВ (УССВ-35HVS) - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
• УСПД (RTU-325) - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов.
• сервер - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 24 часа;
• для УСПД Тв < 24 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД, сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии и Альфа А1800- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;
• УСПД - 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;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
| Наименование | Тип | Кол. |
| 1 Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 12 |
| 2 Трансформатор напряжения | НОЛ-СЭЩ-6(10) | 6 |
| 3 Электросчетчик | Альфа A1800 | 4 |
| 4 Шкаф УСПД | ИБП UPS 1000; УСПД RTU-325-E1-512-M3-B8-Q-I2-G; сотовый модем стандарта GSM TC-35; коммутатор Ethernet SIGNAMAX; УЗИП DTR2/6; блок питания конвертора TracoPower TLC 024-124; модем Zyxel U-336E | 1 комплект |
| 5 Блок УССВ | Преобразователь интерфейса ADAM 4520 D2E; блок питания ADAM 4520 PWR-242 | 1 комплект |
| 6 Приемник сигналов GPS | GARMIN GPS35-HVS | 1 шт. |
| 7 АРМ | Intel PIV/3,0/1024Mb/ 320Gb/DVD-W/Win XP Pro/MS Offise/TFT 19” | 1 шт. |
| 8 ПО | ПО УСПД RTU-325 | 1 комплект |
| 9 Методика поверки | МП 1344/446-2012 | 1 |
| 10 Паспорт-формуляр | СТПА.411711.М01.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1344/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) . Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в июле 2012 года.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счётчик Альфа A1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДИЯМ.466453.005 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 году;
- оборудование для поверки ИВК в соответствии с методикой поверки ИВК «Альфа-Центр» (ДЯИМ.466453.006МП), утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами «МИР РЧ-01»;
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» второй очереди (АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь)». СТПА.411711.М01.МВИ.
Свидетельство об аттестации методики измерений 008/01.00316-2011/2012 от 20.09.2012
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4. ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5. ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6. ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7. ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
