Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «НЗБ» предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, измерений времени в координированной шкале времени UTC.
Описание
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «НЗБ» (далее - АИИС КУЭ) представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних (на 30-минутных интервалах времени) значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в 30 минут) и /или по запросу автоматический сбор результатов измерений о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- 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 заинтересованные организации;
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений со стороны сервера заинтересованной организации к информационно-вычислительному комплексу электроустановки;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S; 0,5S и 0,5; измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5; счётчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 классов точности 0,2S и 0,5S для активной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.
2 -й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325H.
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (номер в Государственном реестре 45048-10) территориально распределен и включает в себя центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ЕНЭС исполнительного аппарата ОАО «ФСК ЕЭС» (на базе СПО «Метроскоп»), ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Юга (на базе ПО «АльфаЦЕНТР»), каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
Результаты измерений активной и реактивной электроэнергии со счётчиков собираются в УСПД, где производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции и дальнейшая передача на третий уровень АИИС КУЭ в ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Юга, осуществляющий сбор, обработку и хранение полученных данных. Информация поступает и в ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС ИА ОАО «ФСК ЕЭС», который осуществляет хранение, подготовку и передачу данных с использованием средств электронно-цифровой подписи в заинтересованные организации, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации системного времени (на базе приемников сигналов точного времени). Время в АИИС КУЭ синхронизируется с шкалой координированного времени UTC. Коррекция времени в УСПД производится автоматически при условии превышения допускаемого рассогласования ± 2 с. Коррекция времени счетчиков осуществляется при каждом обмене данными с УСПД, при условии расхождения времени между УСПД и счетчиками на ±2 с и более. Коррекция времени ИВК производится автоматически при обнаружении рассогласования со временем приемника сигналов точного времени.
Программное обеспечение
Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);
- автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;
- автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;
- использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));
- конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
- сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- передача данных по присоединениям в сервера ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «АТС» и другим субъектам ОРЭ, заинтересованным в получении результатов измерений;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
- автоматическая синхронизация времени.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014 и обеспечивается:
- установкой пароля на счетчик;
- установкой пароля на сервер;
- защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
| Другие идентификационные данные, если имеются | - |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
У ровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.77-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| № точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ВЛ 220 кВ Несветай ГРЭС -НЗБ | VIS WI 1200/1 Кл. т. 0,2S №37750-08 | НДКМ-220 УХЛ1 220000/^3/ 100/^3 Кл. т. 0,2 №38000-08 | A1802RALXQ -P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 | | | | |
| 2 | ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС-НЗБ | VIS WI 1200/1 Кл. т. 0,2S №37750-08 | НДКМ-220 УХЛ1 220000/^3/ 100/^3 Кл. т. 0,2 №38000-08 | A1802RALXQ -P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 | | | | |
| 6 | ВЛ 110 кВ НГ8-НЗБ | ТВГ-110 2000/1 Кл. т. 0,2S №22440-07 | НДКМ-110 УХЛ1 110000/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 №38002-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 №31857-06 | | | | |
| 8 | ВЛ 110 кВ НЗБ-НЗПМ-АС11-НГ5 | ТВГ-110 2000/1 Кл.т. 0,2S №22440-07 | НДКМ-110 УХЛ1 110000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 №38002-08 | A1802RALXQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 №31857-06 | RTU 325Н № 4462610 | Активная, реактивная | ±0,5 ±1,2 | ±1,5 ±2,9 |
| 10 | ВЛ 110 кВ НЗБ-АС 10 | ТВГ-110 2000/1 Кл. т. 0,2S №22440-07 | НДКМ-110 УХЛ1 110000/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 №38002-08 | A1802RALXQ -P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 | | | | |
| 11 | ВЛ 110 кВ НЗБ-Ш-42 II ц | ТВГ-110 2000/1 Кл. т. 0,2S №22440-07 | НДКМ-110 УХЛ1 110000/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 №38002-08 | A1802RALXQ -P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 | | | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 12 | ВЛ 110 кВ НЗБ-Ш-42 I ц | ТВГ-110 2000/1 Кл. т. 0,2S №22440-07 | НДКМ-110 УХЛ1 110000/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 №38002-08 | A1802RALXQ -P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 | | | | |
| 14 | ВЛ 110 кВ НЗБ-ГТП I ц | ТВГ-110 2000/1 Кл.т. 0,2S №22440-07 | НДКМ-110 УХЛ1 110000/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 №38002-08 | A1802RALXQ -P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 | RTU 325Н № 4462610 | Активная, реактивная | ±1,0 ±2,6 | ±3,0 ±5,0 |
| 15 | ВЛ 110 кВ НЗБ-ГТП II ц | ТВГ-110 2000/1 Кл.т. 0,2S №22440-07 | НДКМ-110 УХЛ1 110000/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 №38002-08 | A1802RALXQ -P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 16 | ОВ 110 кВ | ТВГ-110 2000/1 Кл.т. 0,2S №22440-07 | НДКМ-110 УХЛ1 110000/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 №38002-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 21 | КЛ 35 кВ НЗБ-ПС2 | ТОЛ-35 III-V-4 600/5 Кл.т. 0,5S №21256-07 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 Кл. т. 0,5 №19813-05 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 22 | ВЛ 35 кВ НЗБ -РУМГ - АС 2 | ТОЛ-35 III-V-4 600/5 Кл.т. 0,5S №21256-07 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 Кл. т. 0,5 №19813-05 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 23 | КЛ 35 кВ НЗБ-ПСЗ | ТОЛ-35 III-V-4 600/5 Кл.т. 0,5S №21256-07 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 Кл. т. 0,5 №19813-05 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 24 | ВЛ 35 кВ НЗБ-НГ1 с отпайкой на ПС ГШ | ТОЛ-35 III-V-4 600/5 Кл.т. 0,5S №21256-07 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 Кл. т. 0,5 №19813-05 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 26 | Плавка гололеда | ТОЛ-35 III-V-4 1500/5 Кл.т. 0,5S №21256-07 | ЗНОМ-35-65 У1 27500/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 №912-07 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 28 | Ввод 27,5 кВ АТ-1 (МПС-1) | ТОЛ-35 III-V-4 1500/5 Кл. т. 0,5S №21256-07 | ЗНОМ-35-65 У1 27500/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 №912-07 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 | RTU 325Н № 4462610 | Активная, реактивная | ±1,0 ±2,6 | ±3,0 ±5,0 |
| 29 | ВЛ 27,5 кВ НЗБ -Обкатное кольцо НЭВЗ | ТОЛ-35 III-V-4 300/5 Кл. т. 0,5S №21256-07 | ЗНОМ-35-65 У1 27500/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 №912-07 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 30 | Ввод 27,5 кВ АТ-2 (МПС 2) | ТОЛ-35 III-V-4 1500/5 Кл. т. 0,5S №21256-07 | ЗНОМ-35-65 У1 27500/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 №912-07 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 36 | ТСН-10,4 кВ | ТТИ 1000/5 Кл. т. 0,5 №28139-07 | - | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,5 |
| 37 | ТСН-20,4 кВ | ТТИ 1000/5 Кл. т. 0,5 №28139-07 | - | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 38 | Плавка гололеда 6 кВ | ТШЛ-СЭЩ-10 3000/5 Кл. т. 0,5S №37544-08 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 60)0)0)/\3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 №35956-07 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 | ±1,0 ±2,6 | ±3,0 ±5,0 |
| 40 | Яч. 6 кВ №4 КЛ 6 кВ ф.58 | ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S №32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 60)0)0)/\3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 №35956-07 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 41 | Яч. 6 кВ №5 КЛ 6 кВ ф.53 | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т. 0,5S №32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 60)0)0)/\3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 №35956-07 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 43 | Яч. 6 кВ №16 КЛ 6 кВ ЦРП-2 | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т. 0,5S №32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 60)0)0)/\3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 №35956-07 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 | | | ±1,0 ±2,6 | ±3,0 ±5,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 44 | Яч. 6 кВ №17 КЛ 6 кВ ф.46 | ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл.т. 0,5S №32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 60)0)0)/\3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 №35956-07 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 | RTU 325Н № 4462610 | Активная, реактивная | ±1,0 ±2,6 | ±3,0 ±5,0 |
| 46 | Яч. 6 кВ №21 КЛ 6 кВ ЦРП-1 | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т. 0,5S №32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 №35956-07 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 47 | Яч. 6 кВ №20 КЛ 6 кВ ф.72 | ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл.т. 0,5S №32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 60)0)0)/\3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 №35956-07 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 49 | Яч. 6 кВ №33 КЛ 6 кВ ф.62 | ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл.т. 0,5S №32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 60)0)0)/\3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 №35956-07 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 50 | Яч. 6 кВ №34 КЛ 6 кВ ф.67 | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т. 0,5S №32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 60)0)0)/\3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 №35956-07 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
| 51 | Яч. 6 кВ №25 КЛ 6 кВ ЦРП- 3 | ТОЛ-СЭЩ-10 1000/5 Кл.т. 0,5S №32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 60)0)0)/\3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 №35956-07 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 №31857-06 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 ... 1,02) ином; ток (1 ... 1,2) 1ном, cosф = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9... 1,1) ином; ток (0,02 ... 1,2) 1ном;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до 70 °С, для счетчиков типа Альфа А1800 от минус 40 до 65 °С; для УСПД RTU-325H от 0 до 50 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,021ном, cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 до 35°С (ОПУ), от 10 до 40°С (ЗРУ - 6 кВ).
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC ± 5 с.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик электроэнергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 24 ч;
- сервер - коэффициент готовности Кг=0,99, среднее время наработки на отказ не менее Т=89000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=l ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи с помощью модемного соединения по сети сотовой связи стандарта GSM.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- в журнале событий УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- корректировки времени; Защищенность
применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД.
- пароли на ИВК (сервере), предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 30 лет.
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ПК - не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания -не менее 5 лет.
- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматическая).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «НЗБ».
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «НЗБ» приведена в разделе 4 паспорта-формуляра «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «НЗБ». Паспорт-формуляр. РКПН.422231.162.00.ФО».
Поверка
осуществляется по документу МП 52012-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии «ПС 220 кВ «НЗБ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16 ноября 2012 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Рекомендуемые средства поверки:
- мультиметры Ресурс-ПЭ - 2 шт.;
- радиочасы РЧ-011/2.
Сведения о методах измерений
Методика измерений электрической энергии приведена в документе «ГСИ. Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «НЗБ». Свидетельство об аттестации № 01.00230 / 28 - 2012 от 16.11.2012 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
