Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ «Магдагачи» в части ВЛ 220 кВ «Зейская ГЭС - Магдагачи» -АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Магдагачи» в части ВЛ 220 кВ «Зейская ГЭС - Магдагачи» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, 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:
1-й уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей и технических средств приема - передачи данных.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325L (Госреестр СИ РФ № 37288-08, зав. № 004460), устройство синхронизации времени УССВ-35HVS и коммуникационного оборудования.
УСПД типа RTU-325L обеспечивает сбор данных со счетчиков, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) 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 - ИВК 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 комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (далее - ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), а также устройства синхронизации времени УССВ-35HVS, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр СИ РФ № 45048-10) - используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее - СПО «Метроскоп»).
К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) персонала.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения 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.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485). Полученная информация обрабатывается, записывается в энергонезависимую память УСПД. ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически опрашивает УСПД уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному цифровому каналу связи, в качестве которого используется волоконно-оптическая линия связи (далее-ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, в качестве которого используется телефонная связь.
В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений 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 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 всем заинтересованным организациям-участникам ОРЭ, 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 АИИС КУЭ.
Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов счетчиков и УСПД на величину более ± 2 с.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически устройством синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов УСПД происходит ежесекундно.
В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов серверов ИВК выполняется ежесекундно по
Лист № 3
Всего листов 10 сигналам yCCB-35HVS. При нарушении связи между УСПД и подключенного к нему УССВ-35HVS, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более ± 1 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
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 «Метроскоп», установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм цифрового идентификатора ПО |
СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп) | 1.00 | 289аа64f646cd3873804db5fbd653679 | MD5 |
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 -«С» в соответствии с МИ 3286-2010.
ОО | 1—k | Номер ИК | Канал измерений |
вл 220 кВ Зейская ГЭС -Магдагачи | 10 | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Счетчик | TH | TT | UJ | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Измерительные компоненты |
Кт = 0,2S/0,5 Кеч = 1 № 31857-11 | Kt = 0,2 Kth = 220000:л/з/100:л/з № 20344-05 | Kt = 0,2S Ktt = 1000/5 № 37750-08 |
А1802 RALXQ-P4GB-DW-4 | О | dd | > | О | dd | > | О | dd | > | -U | Обозначение, тип |
НАМИ-220 УХЛ1 | НАМИ-220 УХЛ1 | НАМИ-220 УХЛ1 | НАМИ-220 УХЛ1 | НАМИ-220 УХЛ1 | НАМИ-220 УХЛ1 | VIS WI | VIS WI | VIS WI |
01245770 | 1957 | 1969 | 1971 | 1955 | 1973 | 1965 | 1108765 03 | 1108765 02 | 1108765 01 | | Заводской номер |
440000 | | Ктт'Кун'Ксч | |
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq | о | Наименование измеряемой величины | |
Активная Реактивная | 00 | Вид энергии | Метрологические характеристики |
О | | Основная относительная погрешность ИК, (±6) % |
1—k 1—k \o \o | 1—k О | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6) % |
к 2 о н X о й о 3 Л о о я к о
и X и я н о X к о н к я к
л xs к to о 10 о д со
со
н и О) й к к о
10
(Т> н
S л (Т> го я
S (Т>
S н (Т> и ЕЕ S л (Т> го я
S (Т> и
■о я н (Т> ■о
S го Н
S Я S
W о о
о
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
39 | СВ 220 | II | Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 37750-08 | А | VIS WI | 1108765 04 | о о о о | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | 0,5 1,1 | 1,9 1,9 |
В | VIS WI | 1108765 05 |
С | VIS WI | 1108765 06 |
ТН | Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 20344-05 | А | НАМИ-220 УХЛ1 | 1965 |
В | НАМИ-220 УХЛ1 | 1973 |
С | НАМИ-220 УХЛ1 | 1955 |
А | НАМИ-220 УХЛ1 | 1971 |
В | НАМИ-220 УХЛ1 | 1969 |
С | НАМИ-220 УХЛ1 | 1957 |
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 | A1802 RALXQ-P4GB-DW-4 | 01245771 |
Лист № 6
Всего листов 10 Примечания:
1. В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±8) %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (мпф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 °С до 30 °С.
2. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 — 1,02)ин; диапазон силы тока - (1,0 —
1,2)1н; коэффициент мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С; ТН- от минус 40 °С до
50 °С; счетчиков: (23 ± 2) °С ; УСПД - от 15 °С до 25 °С;
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 — 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01 — 1,2)1н1; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,5 — 1,0 (0,6 — 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С;
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 — 1,1)0^; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosф=1) — 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,5 — 1,0(0,6 — 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30°С;
- относительная влажность воздуха - (40 - 60) %;
- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)
4. 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.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120 000 ч., время восстановления работоспособности Тв=168 ч.;
- компоненты ИВКЭ - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0=100 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИИС = 0,99 - коэффициент готовности;
ТО_АИИС = 14706 ч. - среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
- Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
- Стойкость к электромагнитным воздействиям;
- Ремонтопригодность;
- Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
- Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;
- Резервирование элементов системы;
- Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;
- Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
- попытки несанкционированного доступа;
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;
- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания.
журнал событий ИВКЭ:
- ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;
- установка текущих значений времени и даты;
- попытки несанкционированного доступа;
- связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;
- перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);
- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
- отключение питания.
журнал событий ИВК:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывов электропитания;
- программных и аппаратных перезапусков;
- установка и корректировка времени;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Лист № 8
Всего листов 10 Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- привод разъединителя трансформаторов напряжения;
- клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;
- корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);
- клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;
- промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;
- испытательная коробка (специализированный клеммник);
- крышки клеммных отсеков счетчиков;
- крышки клеммного отсека УСПД.
защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации( возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на промконтроллер (УСПД);
- установка пароля на сервер БД ИВК.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний 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 подстанции 220 кВ «Магдагачи» в части ВЛ 220 кВ «Зейская ГЭС - Магдагачи» - АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Магдагачи» в части ВЛ 220 кВ «Зейская ГЭС - Магдагачи» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Количество |
1 | 2 |
Измерительный трансформатор тока типа VIS WI | 6 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения НАМИ-220УХЛ1 | 6 шт. |
Счетчик электроэнергии многофункциональный типа A18O2RALXQ-P4-GB-DW4 | 2 шт. |
Устройства сбора и передачи данных RTU-325L | 1 шт. |
СПО «Метроскоп» | 1 шт. |
АРМ оператора с ПО | 1 шт. |
Окончание таблицы 3
Наименование | Количество |
Переносной инженерный пульт на базе Notebook | 1 шт. |
Формуляр | 1 экземпляр. |
Инструкция по эксплуатации | 1 экземпляр |
Методика поверки | 1 экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу МП 57352-14 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ «Магдагачи» в части ВЛ 220 кВ «Зейская ГЭС - Магдагачи» - АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Магдагачи» в части ВЛ 220 кВ «Зейская ГЭС - Магдагачи». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений».
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков типа АЛЬФА А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков типа АЛЬФА А1800 - по документу «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005МП» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- 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 АИИС КУЭ и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 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 «21168598.422231.0383.ИС1 Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ «Магдагачи» в части ВЛ 220 кВ «Зейская ГЭС -Магдагачи».
Лист № 10
Всего листов 10
Нормативные документы
электроэнергии подстанции 220 кВ «Магдагачи» в части ВЛ 220 кВ «Зейская ГЭС -Магдагачи» - АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Магдагачи» в части ВЛ 220 кВ «Зейская ГЭС -Магдагачи».
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
5. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
6. «21168598.422231.0383.ИС1. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ «Магдагачи» в части ВЛ 220 кВ «Зейская ГЭС - Магдагачи».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.