Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ "Буденновск" (измерительный канал ВЛ-110 кВ Буденновск - ГПП-3)

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ «Буденновск» (измерительный канал ВЛ-110 кВ Буденновск-ГПП-3) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

-    периодический (1 раз в 30 минут) и /или по запросу автоматический сбор результатов измерений о приращениях электрической энергии с дискретностью учета (30 мин) и данных

о состоянии средств измерений;

-    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

-    диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    автоматическое ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ), с помощью которой осуществляется введение поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC в АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S; измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5; счётчики активной и реактивной электрической энергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S для активной электрической энергии и 0,5 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (одна точка измерения).

2-й    уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) «RTU-325».

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (номер в Государственном реестре СИ 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 электрической энергии, с помощью которого производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. На основании средних значений электрической мощности измеряются приращения электрической

энергии за интервал времени 30 мин.

Результаты измерений активной и реактивной электрической энергии, а также журналы событий со счётчиков передаются в УСПД, с помощью которого 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), реализованной с помощью приемников сигналов точного времени. Время в АИИС КУЭ синхронизируется со шкалой координированного времени UTC. Коррекция времени в УСПД производится автоматически один раз в час при условии превышения допускаемого рассогласования ± 1 с. Коррекция времени счетчиков осуществляется при каждом обмене данными с УСПД, при условии расхождения времени между УСПД и счетчиками на ±1 с и более. Коррекция времени ИВК производится автоматически при обнаружении рассогласования с временем приемника сигналов точного времени.

Журналы событий счетчиков электрической энергии 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.

Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:

-    счетчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера.

Защита информации на программном уровне обеспечивается:

-    установкой пароля на счетчик;

-    установкой пароля на УСПД;

-    установкой паролей на сервер, предусматривающих разграничение прав доступа к результатам измерений для различных групп пользователей;

-    возможностью применения электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений.

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 серверы ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ 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.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:

-    установкой пароля на счетчик;

-    установкой пароля на сервер;

-    защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики - влияния нет.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики.

Примечания:

1.    Характеристики погрешности приведены для измерений электрической энергии и средней электрической мощности (получасовой);

2.    Характеристики погрешности приведены для следующих диапазонов значений влияющих величин нормальных условий эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 ... 1,02) ином; ток (1 ... 1,2) 1ном, cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

3.    Характеристики погрешности приведены для следующих диапазонов значений влияющих величин рабочих условий эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,9 ... 1,1) ином; ток (0,02 ... 1,2) 1ном;

-    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-325 от 0 до +75 °С.

4.    Характеристики погрешности в рабочих условиях эксплуатации приведены для 1=0,021ном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от + 5 до + 35 °С.

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC    ± 5 с.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счётчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 48 ч;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч;

-    сервер - коэффициент готовности Кг=0,99, среднее время наработки на отказ не менее Т = 89 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 30 лет.

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому ИК - не менее 35 суток (функция автоматическая); при отключении питания -не менее 3 лет.

-    ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматическая).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится вверху слева на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ «Буденновск» (измерительный канал ВЛ-110 кВ Буденновск-ГПП-3).

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблицах 3-4.

Таблица 3 - Технические средства, входящие в состав АИИС КУЭ

Таблица 4 - Документация на АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 54079-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ «Буденновск» (измерительный канал ВЛ-110 кВ Буденновск-ГПП-3). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 21 июня 2013 г.

Рекомендуемые средства поверки:

- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;

- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.

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 500 кВ «Буденновск» (измерительный канал ВЛ-110 кВ Буденновск-ГПП-3). Свидетельство об аттестации № 01.00230 / 13 - 2013 от 21.06.2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ «Буденновск» (измерительный канал ВЛ-110 кВ Буденновск-ГПП-3)

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.