Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Ростовская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации в ОАО «АТС» 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.
АИИС КУЭ ПС 500 кВ Ростовская состоит из трех уровней:
1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 Госреестр № 37288-08, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве коммуникационных серверов предприятия и СБД АИИС КУЭ используются промышленные компьютеры - коммуникационные серверы исполнительного аппарата (ИА) ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (далее ОАО «ФСК ЕЭС») и сервер БД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга (далее - МЭС Юга) со специализированным программным обеспечением ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) включающем в себя ПО «АльфаЦЕНТР».
Серверы ИВК, АРМ ОАО «ФСК ЕЭС», АРМ МЭС Юга включены в локальную сеть ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС на основе ПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
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);
лист № 2 Всего листов 8
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений 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 времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков.
Принцип действия:
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 без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485, RS - 232 поступает в УСПД (RTU-325), где производится сбор, хранение результатов измерений и далее результаты измерений через основной (спутниковый) канал связи либо резервный (единая цифровая сеть связи электроэнергетики (ЕЦССЭ)) передаются на коммуникационный сервер исполнительного аппарата (ИА) ОАО «ФСК ЕЭС», где при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет сбор, обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов. Далее происходит передача информации в БД МЭС Юга с последующей передачей информации в ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента ОАО «ФСК ЕЭС».
СБД АИИС КУЭ МЭС Юга при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет сбор, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов с последующей передачей информации прочим заинтересованным организациям региона в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, УСПД, серверы). В качестве базового прибора СОЕВ на уровне ИВК используются устройства синхронизации времени УССВ-35 HVS. В качестве базового прибора СОЕВ на уровне ИВКЭ - НКУ МС-225, также созданное на основе УССВ-35 HVS производства ООО «Эльстер Метроника».
Синхронизация времени на коммуникационных серверах и серверах БД происходит от УCCB-35HVS, установленных в серверных шкафах ЦСОИ ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС. Сличение времени серверов происходит с цикличностью 1 час. Коррекция времени проводится при расхождении времени серверов с временем УССВ-35 HVS на величину более ±500 мс.
лист № 3 Всего листов 8
Синхронизация времени на УСПД RTU-325 происходит от УССВ МС-225, установленного в ОПУ ПС 500 кВ Шахты. Сличение времени УСПД происходит с цикличностью 1 час. Коррекция времени проводится при расхождении времени УСПД с временем УССВ на величину более ±500 мс.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО УСПД и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное под управлением операционной системы Windows), ПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) включающее - операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) ,систему сбора информации с ПС ЕНЭС и прикладное ПО ИВК ПО «АльфаЦЕНТР», ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии про грамм ного обеспе чения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР | программа-планировщик опроса и передачи данных | amrserver.exe | 7.07.01 | 582b756b2098a6dab be52eae57e3e239 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | amrc.exe | b3bf6e3e5100c068b 9647d2f9bfde8dd |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | amra.exe | 764bbe1ed87851a01 54dba8844f3bb6b |
| драйвер работы с БД | cdbora2.dll | 7dfc3b73d1d1f209c c4727c965a92f3b |
| библиотека шифрования пароля счетчиков A1700, A1140 | encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess. dll | b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd |
ПО «АльфаЦЕНТР » не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ПС 500 кВ Ростовская.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ПС 500 кВ Ростовская от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ПС 500 кВ Ростовская приведен в Таблице 2. Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
| № ИИК | | Состав измерительного канала | | |
| Наименование объекта | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | Вид электроэнергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 500 кВ «Ростовская» ВЛ-330 кВ ПС «Южная Украина» | IOSK 362 Кл. т. 0,2S 2000/1 Зав. № 2082398 Зав. № 2082397 Зав. № 2082400 Госреестр № 26510-04 | TEMP 362 Кл. т. 0,2 330000/V3/100/V3 Зав. № T08081405 Зав. № T08081406 Зав. № T08081401 Госреестр № 25474-03 VEOS 362 Кл. т. 0,2 330000/V3/100/V3 Зав. № 2082437 Зав. № 2082439 Зав. № 2082440 Госреестр № 37113-08 | А1802RALX-P4GB-DW4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01178560 Госреестр № 31857-06 | | Активная Реактивная |
| 2 | ПС 500 кВ «Ростовская» ВЛ-330 кВ НчГРЭС | IOSK 362 Кл. т. 0,2S 2000/1 Зав. № 2082395 Зав. № 2082399 Зав. № 2082396 Госреестр № 26510-04 | TEMP 362 Кл. т. 0,2 330000/V3/100/V3 Зав. № T08081403 Зав. № T08081402 Зав. № T08081404 Госреестр № 25474-03 VEOS 362 Кл. т. 0,2 330000/V3/100/V3 Зав. № 2082442 Зав. № 2082441 Зав. № 2082438 Госреестр № 37113-08 | А1802RALX-P4GB-DW4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01178541 Госреестр № 31857-06 | УСПД RTU-325 Зав.№ 003958 Госреестр № 37288-08 | Активная Реактивная |
| 3 | ПС 500 кВ «Ростовская» РУ-10 кВ резерв 1 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 04402-09 Зав. № 46603-09 Зав. № 04453-09 Госреестр № 32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 10000/V3/100/V3 Зав. № 00080-09 Зав. № 00119-09 Зав. № 00087-09 Госреестр № 35956-07 | M805RALX-P4GB-DW4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01178573 Госреестр № 31857-06 | | Активная Реактивная |
| 4 | ПС 500 кВ «Ростовская» РУ-10 кВ резерв 2 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 04221-09 Зав. № 04466-09 Зав. № 04450-09 Госреестр № 32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 10000/V3/100/V3 Зав. № 00098-09 Зав. № 00091-09 Зав. № 00092-09 Госреестр № 35956-07 | M805RALX-P4GB-DW4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01178571 Госреестр № 31857-06 | | Активная Реактивная |
| 5 | ПС 500 кВ «Ростовская» РУ-10 кВ Ввод от ПС «Н-19» | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 04917-08 Зав. № 04897-08 Зав. № 04896-08 Госреестр № 32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 10000/V3/100/V3 Зав. № 00082-09 Зав. № 00121-09 Зав. № 00088-09 Госреестр № 35956-07 | M805RALX-P4GB-DW4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01178574 Госреестр № 31857-06 | | Активная Реактивная |
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер канала | cos9 | in нн V ^ к ю 1-4 Чк | §5 %, I5 %к I изм< I 20 % | d20 %, I 20 %k I изм< I 100 % | d100 %, I100 %k I изм< I 120 % |
| 1-2 TT-0,2S; ТН-0,2; Сч-0^ | 1,0 | ±1,2 | ±1,1 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,4 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 |
| 0,7 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±0,9 |
| 0,5 | ±2,3 | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 |
| 3-5 TT-0,5S; ТН-0,5; Сч-0^ | 1,0 | ±2,6 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | ±3,0 | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,5 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 |
| 0,7 | ±4,2 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 |
| 0,5 | ±6,2 | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 |
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер канала | cos9 | in нн v< IS Я (N НН | d5 %, I5 %к I изм< I 20 % | d20 %, I 20 %k I изм< I 100 % | d100 %, I100 %k I изм< I 120 % |
| 1-2 TT-0,2S; ТН-0,2; Сч-0,5 | 0,9 | ±3,2 | ±2,9 | ±2,0 | ±1,8 |
| 0,8 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,3 | ±1,2 |
| 0,7 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,0 |
| 0,5 | ±1,5 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 |
| 3-5 TT-0,5S; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | ±9,5 | ±7,6 | ±4,2 | ±3,2 |
| 0,8 | ±6,3 | ±5,0 | ±2,9 | ±2,4 |
| 0,7 | ±5,4 | ±4,2 | ±2,6 | ±2,2 |
| 0,5 | ±4,3 | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98 ином до 1,02• ином;
• сила тока от 11ном до 1,21ном, cosj=0,9 инд;
• температура окружающей среды: (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети от 0,9 ином до 1,1ином;
• сила тока от 0,01 !ном до 1,2 !ном для ИИК 1-5
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 0 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном
лист № 6 Всего листов 8
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 А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000
часов;
• УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
• Сервер ИВК (под управление ПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - среднее время наработки на отказ не менее 45000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 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, 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 (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
- не менее 172 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; при отключении питания - не менее 5 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее всего срока эксплуатации.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4
| № п/п | Наименование | Тип | Кол. |
| 1 | Трансформатор тока | IOSK 362 | 6 |
| 2 | Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 9 |
| 3 | Трансформатор напряжения | TEMP-362 | 6 |
| 4 | Трансформатор напряжения | VEOS-362 | 6 |
| 5 | Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10 | 9 |
| 6 | Электросчетчик | A1802 | 2 |
| 7 | Электросчетчик | A1805 | 3 |
| 8 | УСПД | RTU-325 | 1 |
| 9 | Устройство синхронизации системного времени | MC-225 | 1 |
| 10 | Источник бесперебойного питания | APC Back UPS CS 500 | 1 |
| 11 | Модем | Siemens MC-35i | 1 |
| 12 | Модем | Zyxel U336E+ | 1 |
| 13 | Коммутатор | D-Link DES-1005D | 1 |
| 14 | Спутниковый терминал (VSAT) | SkyEdge | 1 |
| 15 | Коммуникационный сервер | Compaq ProLiant ML350 R G3 | 1 |
| 16 | Сервер БД | Compaq ProLiant ML370 R G3 | 1 |
| 17 | Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 3000 XL | |
| 18 | Устройство синхронизации системного времени | УССВ 35HVS | 1 |
| 19 | Методика поверки | МП 1043/446-2011 | 1 |
| 20 | Специализированное ПО | ПО "АльфаЦЕНТР" | 1 |
| 21 | Специализированное ПО | ПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) | 1 |
| 22 | Паспорт - формуляр | ЭССО.4П7П.АИИС.126.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1043/446-2011 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Ростовская. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в июле 2011 г.
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;
- Счетчики Альфа A1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, согласованной с ГЦИ СИ "ВНИИМ им. Д.И. Менделеева";
-УСПД RTU-325 - по документу « Устройства сбора и передача данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.
-ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - по документу «Комплексы измерительновычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Пензенский ЦСМ» в августе 2010г.
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Метод измерений изложен в документе: «АИИС КУЭ ПС 500 кВ Ростовская». Технорабочий проект ЭССО.411711.АИИС. 126 РП.
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.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
