Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Магистральная» (далее - АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для
автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие 2 измерительных канала системы по количеству точек учета электроэнергии.
Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же запрограммированных параметров.
2-й уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование.
УСПД типа RTU-325 обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.
3-й уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс. Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).
ИВК состоит из центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), а также устройства синхронизации времени в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири и в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к
информации. В ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири используется программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа Центр», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - специализированное программное обеспечение (далее - СПО) «Метроскоп».
К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) персонала.
Для работы с системой на уровне подстанции предусматривается организация АРМ подстанции.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Магистральная».
Первичные фазные токи преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (далее - БД) сервера ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири. В сервере БД ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири 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.
В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) опрашивает ЦСОД МЭС Западной Сибири по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики (далее - ЕЦССЭ) - один раз в 30 минут. Сервер сбора данных ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) осуществляет соединение и получение данных с коммуникационного сервера ЦСОД МЭС Западной Сибири в котором реализован протокол «Альфа ЦЕНТР»/»Каскад» версии 1.26, что исключает любое несанкционированное вмешательство и модификацию данных ПО «Альфа Центр».
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в БД сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). В 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.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в филиал «СО ЕЭС» - Тюменское РДУ, через IP сеть передачи данных ОАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях системы.
Контроль времени в ИК ПС автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), синхронизация часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ± 1 секунды.
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически, через устройство синхронизации времени yCCB-35HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) и которое подключено к УСПД по интерфейсу RS-232. Синхронизация часов УСПД происходит ежесекундно, погрешность синхронизации не более 0,1 сек.
В ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) также используется устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, которое подключается к коммуникационному серверу по интерфейсу RS-232. Синхронизация часов серверов ИВК выполняется автоматически по сигналам УССВ-35HVS ежесекундно, погрешность синхронизации не более 0,1 сек.
Таким образом, погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 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 УСПД 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
Таблица 1. Идентификационные данные СПО, установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ПО АльфаЦентра, установленного в ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири
Наименование программного обеспечения | Идентификационно е наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификац ионный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатор а программного обеспечения |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
СПО(АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп) | СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп) | 1.00 | 289аа64f646cd3873804db5fbd 653679 | MD5 |
Окончание таблицы 1
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
«АльфаЦентр» | amra.exe | 5.05.01.01 | d7b2a65b053f7b00965f07e962 e0aaee | MD5 |
Альфа ЦЕНТР. lnk | 9779e562a8958204284b865f2a cd09c6 |
Альфа ЦЕНТР Коммуникатор.1пк | 9b8ce8b7b7562062f0b8713f3f 2f4413 |
Альфа ЦЕНТР Диспетчер заданий.1пк | d24af846591483b84ee5be8b84 570126 |
Альфа ЦЕНТР Утилиты.1пк | c0aeec492367782e2c523b075a abfff0 |
Альфа ЦЕНТР Статус.1пк | 70b7d90e520172503b66eb866 2dab414 |
Альфа ЦЕНТР Администратор .Ink | 40a753f95155fdbf4f64fd19f93 efa59 |
Конфигуратор .Ink | 48e9434fcb7cf2290145108177 672d4b |
amrserver.exe | a8647df1bf210bfa14395cab0ea 24968 |
amrc.exe | c2f76626e3ebb71c647ee6b63a 2735ce |
cdbora2.dll | 5d8c1bbb486f5cc2d62004a839 d14295 |
Encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba400eeae8 d0572c |
alphamess.dll | b8c331abb5e34444170eee9317 d635cd |
• Комплекс измерительно-вычислительный АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), включающий в себя СПО внесен в Госреестр СИ РФ под № 45048-10;
• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов;
• Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 2 нормированы с учетом ПО и СПО;
• Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-325 (Госреестр № 37288-08, зав. № 587), а уровень ИВК на базе Комплекса измерительновычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10).
Таблица 2. Состав 1-го уровня ИК и метрологические характеристики ИК
Канал измерений | Состав 1-го уровня измерительного канала | Ктт •Ктн •Ксч | Наименование измеряемой величины | Вид энергии | Метрологические характеристики |
Номер ИК, код точки измерений | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер | Основная относительная погрешность ИК, (±5) % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5) % |
Gos ф = 0,87 sin ф = 0,5 | сс« ф = 0,5 sin ф = 0,87 |
1 | КЛ-0,4 Ростелеком-1 | ТТ | КТ = 0,5S Ктт = 40/5 Г.Р. № 47959-11 | А | ТОП-0,66 | 2104159 | ОО | Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная | Активная Реактивная | ± 1,0 % ± 2,1 % | ± 4,9 % ± 3,6 % |
В | ТОП-0,66 | 2104162 |
С | ТОП-0,66 | 2104173 |
ТН | - | - | - |
Счетчик | КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Г.Р. № 31857-11 | А1805 RALXQ-P4GB-DW4 | 01250654 |
2 | КЛ-0,4 Ростелеком-2 | ТТ 1 | КТ = 0,5S Ктт = 40/5 Г.Р. № 47959-11 | А | ТОП-0,66 | 2104165 | ОО | Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная | Активная Реактивная | ± 1,0 % ± 2,1 % | ± 4,9 % ± 3,6 % |
В | ТОП-0,66 | 2104175 |
С | ТОП-0,66 | 2104154 |
ТН | - | - | - |
| Счетчик | КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Г.Р. № 31857-11 | А1805 RALXQ-P4GB-DW4 | 01250656 |
Примечания:
1. В Таблице 2 приведены метрологические характеристики ИК для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовых), при доверительной вероятности Р = 0,95;
2. Нормальные условия:
- параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Uh; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ от 15°С до 35°С; счетчиков: от 21°С до 25°С; УСПД от 15°С до 25°С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,9 - 1,1)Uh; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,9 - 1,1)ин; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха (40-60) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
4. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-05 в режиме измерения реактивной электрической энергии.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Магистральная» как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
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;
- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
- журнал УСПД:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- выводы измерительных трансформаторов тока;
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - С.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 30 лет;
- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;
- ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Магистральная» типографическим способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Магистральная» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Магистральная» представлена в таблице 3.
Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Магистральная»
Наименование (обозначение) изделия | Кол. (шт) |
Трансформаторы тока ТОП-0,66 | 6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные А1800 | 2 |
УСПД RTU-325 | 1 |
УССВ-35HVS | 3 |
Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) | 1 |
ПО "Альфа-Центр" | 1 |
ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири | 1 |
Методика поверки | 1 |
Формуляр | 1 |
Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
Осуществляется по документу МП 52082-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Магистральная». Методика поверки», согласованной с ВНИИМС в ноябре 2012 года.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»,
- средства измерений по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»,
- счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.,
- УСПД RTU-325 - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.,
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04,
- ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - в соответствии с документом ЕМНК.466454.005.МП «Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», утвержденная ФГУ «Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 г.,
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками Альфа А 1800 и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01,
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе 041-11/ГРП-АЭС ИЭ «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии Единой национальной электрической сети на АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Магистральная» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Инструкция по эксплуатации КТС».
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Магистральная»
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
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».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
041-11/ГРП-АЭСИЭ «Автоматизированная информационно-измерительная система
коммерческого учета электроэнергии Единой национальной электрической сети на АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Магистральная» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Инструкция по эксплуатации КТС».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.