Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Южная"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Южная» (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 распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый 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, счетчика активной и реактивной электроэнергии типа АЛЬФА 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.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325 (Госреестр СИ РФ № 37288-08, зав. № 000577), устройства синхронизации времени и коммутационного оборудования.

УСПД типа RTU-325 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.

Третий 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 ПАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ПАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;

-    доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).

ИВК состоит из сервера сбора и передачи данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - ВолгоДонского ПМЭС, центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) филиала ПАО «ФСК ЕЭС»

- МЭС Центра и комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (далее - ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС), а также устройства синхронизации времени УССВ-16HVS, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС - специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС (далее - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС).

К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) персонала.

Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ подстанции.

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя первый, второй и третий 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. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (далее - АТ ЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллера. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре. Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор для отображения учетной энергии и измеряемых величин.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по цифровому интерфейсу RS-485. Полученная информация обрабатывается, записывается в энергонезависимую память УСПД.

Сервер сбора и передачи данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - Волго-Донского ПМЭС автоматически опрашивает УСПД уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи - волоконно-оптической линии связи (далее - ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному GSM-каналу связи.

Собранные на сервере сбора и передачи данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - ВолгоДонского ПМЭС данные автоматически отправляются в ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Центра.

В ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра 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.

В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС опрашивает ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ) - один раз в 30 минут. ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет соединение и получение данных с ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра.

В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС 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 автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи СПО АИИС КУЭ ЕНЭС, 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 ПАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени УССВ-16HVS, ИВК, УСПД, счетчик электрической энергии.

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 сервером сбора и передачи данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - Волго-Донского ПМЭС, к которому подключено устройство синхронизации времени УССВ-16ИУ8, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка времени УСПД RTU-325 производится один раз в 30 минут при рассогласовании более чем на ± 1с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время часов счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже

± 5,0 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

В ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра используется ПО «АльфаЦЕНТР», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС. Идентификационные данные приведены в таблицах 1.1-1.2.

Таблица 1.1 - Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС, установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0

Цифровой идентификатор ПО

d233ed6393702747769a45de8e67b57e

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра_

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

«Amrserver.exe», «Аmrc.exe», «Amra.exe», «Cdbora2.dll», «encryptdll.dll», «alphamess.dll»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.05.01.01

Цифровой идентификатор ПО

22262052a42d978c9c72f6a90f124841,

1af7a02f7f939f8a53d6d1750d4733d3,

15a7376072f297c8b8373d815172819f,

58de888254243caa47afb6d120a8197e,

0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c,

b8c331abb5e34444170eee9317d635cd

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Метрологические характеристики ИК А

ИИС 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.

Таблица 2 - Состав первого уровня ИК и их метрологические характеристики

Канал

измерений

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики

о,

ме

о

к

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование

присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации,

№ Г осреестра СИ или свидетельства о поверке

Обозначение, тип

Заводской

номер

Б

«

я

н

н

н

К

Наименование измеряемой величины

Вид энергии

Основная относительная погрешность ИК, (±5) %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Кт = 0,2S

А

AGU-525

12100115

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная

н

н

Ктт = 2000/1

В

AGU-525

12100116

№ 53607-13

С

AGU-525

12100117

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

А

VCU-525

24900114

Кт = 0,2

В

VCU-525

24900115

10000000

К

н

Ктн =

С

VCU-525

24900113

Активная

0,5

1,9

19

500000/V3/100/V3

А

VCU-525

24900112

№ 53610-13

В

VCU-525

24900111

Реактивная

1,1

1,9

С

VCU-525

24900110

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

01270662

Примечания:

1.    В Таблице 2 в графе «Границы интервала относительной погрешность измерений, (±5), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95» приведены границы интервала погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 (sin9=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии от 15 до 30 °С.

2.    Нормальные условия:

-    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 cosj (sinj) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 до 50 °С; ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков: (23 ± 2) °С; УСПД - от 15 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 cosj (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 15 до 30 °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)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cos9=1) - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 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 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 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 такими же, как у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    электросчетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа АЛЬФА А1800

-    не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 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;

В журнале событий счетчика фиксируются факты:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени.

В журнале событий УСПД фиксируются факты:

-    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. 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 - 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

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Южная» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. 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

Измерительный трансформатор тока типа AGU-525

3 шт.

Измерительный трансформатор напряжения VCU-525

6 шт.

Счетчик электроэнергии многофункциональный типа АЛЬФА А1800

1 шт.

Устройства сбора и передачи данных RTU-325

1 шт.

Устройство синхронизации времени УССВ-16HVS

1 шт.

ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС

1 шт.

ИВК ЦСОД МЭС Центра

1 шт.

ПО «АльфаЦЕНТР

1 шт.

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС

1 шт.

АРМ оператора

1 шт.

Переносной инженерный пульт на базе Notebook

1 шт.

Формуляр

1 экземпляр.

Методика поверки

1 экземпляр

Поверка

осуществляется по документу МП 63286-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Южная». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки», МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки», МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков типа 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 2012 г.;

-    УСПД RTU-325 - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС - в соответствии с документом МП 59086-14 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС. Методика поверки", утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 10 ноября 2014 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%;

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электроэнергии и мощности с использованием Системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 500 кВ «Южная», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Южная».

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».

Развернуть полное описание