Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО "Красноярскэнергосбыт"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «Красноярскэнергосбыт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровненую (ИК № 1, 2) и трехуровневую (ИК № 3, 4) трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных Сикон С70 (далее по тексту - УСПД), систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ, ИВК, включает в себя устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ) на основе GPS приемника, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:

-    синхронизацию шкалы времени ИВК;

-    сбор информации (результаты измерений, журналы событий);

-    обработку данных и их архивирование;

-    хранение информации в базе данных сервера АИИС КУЭ ПАО «Красноярскэнергосбыт» не менее 3,5 лет;

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

ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер баз данных; модули «Оперативный сбор 2000» и «Автоматизированный сбор 2000», автоматизированные рабочие места (далее по тексту АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных, который входит в программное обеспечение сервера, и специальное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) ПК «Пирамида 2000».

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, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК, использующих в своем составе ИВКЭ, цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор, накопление, умножение на коэффициенты трансформации, и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК ПАО «Красноярскэнергосбыт».

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Для ИК, не использующих в своем составе ИВКЭ, данные на уровень ИВК передаются от счетчиков через GSM модем по основному каналу, или по резервному (GSM-сеть другого оператора).

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ПАО «Красноярскэнергосбыт» автоматически опрашивает (или по запросу пользователя) УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал GSM-связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи GSM другого оператора.

По окончании опроса измеренные значения активной (реактивной) энергии в автоматическом режиме фиксируются в базе данных (далее по тексту - БД) сервера ИВК. В сервере БД ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии 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 коммуникационный сервер ИВК автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в виде электронных документов в формате XML (формат 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка), передает его в ПАО «ФСК ЕЭС» - коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по точкам поставки подстанций ПС 220 кВ РП КТМЭ, ПС 220 кВ Ирбинская (ПАО «Красноярскэнергосбыт») в сечении коммерческого учета производится с коммуникационного сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» в виде файла-отчета с результатами измерений, в формате ХМL с использованием ЭЦП в программно-аппаратный комплекс Коммерческого оператора оптового рынка электроэнергии и мощности (ПАК КО) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Синхронизация часов УСПД выполняется УССВ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и УССВ на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от УССВ на основе GPS приемника, подключенного к серверу с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Синхронизация и коррекция времени сервера ИВК осуществляется также от GPS приемника. Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по каналам GSM-сетей, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Пирамида 2000» (далее по тексту - ПО ПК «Пирамида 2000»). ПК «Пирамида 2000» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Пирамида 2000».

Идентификационные данные ПК «Пирамида 2000», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентиф икационные данные (признаки)

Значение

1

2

3

4

5

6

Наименование

программного

обеспечения

Модуль

«Доставка

данных»

(Delivery.

exe)

Модуль

«Синхрони

зация

времени»

(TimeSynchro.

exe)

Конфигура тор ИКМ (OperS50. exe)

Пирамида 2000 - АРМ (P2kClient. exe)

Оперативный сбор 2000 (Oper.exe)

Идентификационное наименование ПО

Программа

отправки

XML-

отчетов

Программа синхронизации времени серверу сбора

Программа

конфигу

рирования

сервера

сбора

Программа формирования отчетов

Программа оперативного сбора данных

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Не ниже 1.0.0.0

Не ниже 1.0.0.0

Не ниже 2.0.0.0

Не ниже 0.9.0.0

Не ниже 1.4.9.27

Цифровой идентификатор ПО

04fcc1f93fb

0e701

ed68cdc4ff5

4e970

a07b45593fe

1aa42

5be8853c74c

29326

F46c7a9943

da0ebf1

3e450ddebc

ab340

f0655ce38fac

1527a

62a1b344023

03f5

a882a7539732f

98fd7a0442d92f

042e6

Алгоритм вычисления

цифрового

идентификатора

MD5

MD5

MD5

MD5

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, 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 ИК АИИС КУЭ

ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Измерительные компоненты

Вид

электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор

напряжения

Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

ПС 220 кВ «РП КТМЭ»

1

ПС РП КТМЭ 220 кВ; ОРУ-220 кВ; ВЛ 220 кВ РП КТМЭ-Абалаковская (Д-16)

ТВ-220-25У2 класс точности 0,5 Ктт=1000/5 Зав. № 141/1; 141/2;

141/3 Регистрационный № 20644-05

НКФ-220-58У1 класс точности 0,5 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 15612; 16031; 15881 Регистрационный № 26453-08

СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0808081215 Регистрационный № 36697-08

-

активная

реактивная

2

ПС РП КТМЭ 220 кВ; ОРУ-220 кВ; ОВ-220 кВ

ТФЗМ-220Б-ГУУ1 класс точности 0,5 Ктт=2000/5 Зав. № 12368; 12345; 12437 Регистрационный № 31548-06

НКФ-220-58У1 класс точности 0,5 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 16001; 15535; 16045 Регистраицонный № 26453-08

СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0808081143 Регистрационный № 36697-08

активная

реактивная

ПС 220 кВ «Ирбинская»

3

ПС 220/110/6 кВ Ирбинская, 1 АТ ввод 6 кВ

ТПШЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=2000/5 Зав. № 3644; 3440 Регистраицонный № 1423-60

НТМИ-6-66 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 11802 Регистрационный № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 0808080822 Регистраицонный № 36697-08

Сикон С70 зав. № 05046 Регистрационн ый

№ 28822-05

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

4

ПС 220/110/6 кВ Ирбинская, 2 АТ ввод 6 кВ

ТПШЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=2000/5 Зав. № 2978; 3403 Регистрационный № 1423-60

НТМИ-6-66 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 4510 Регистрационный № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 0808080766 Регистрационный № 36697-08

Сикон С70 зав. № 05046 Регистрационн ый

№ 28822-05

активная

реактивная

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК

Основная относительная погрешность ИК, (±^), %

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

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1, 2

(ТТ 0,5; та 0,5; Счетчик 0,2S)

0,05I^ < I1 < 0,2I^

1,8

2,8

5,4

1,9

2,9

5,5

0,2I^ < I1 < I^

1,1

1,6

2,9

1,2

1,7

3,0

Iн1 < I1 < 1ДЕЩ

0,9

1,2

2,2

1,0

1,4

2,3

3, 4

(ТТ 0,5; та 0,5; Счетчик 0,5S)

0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1

1,8

2,9

5,5

2,2

3,2

5,7

0,2Iн1 < I1 < I^

1,2

1,7

3,0

1,7

2,1

3,3

Iн1 < I1 < 1,2!н1

1,0

1,3

2,3

1,6

1,9

2,7

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Относительная

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Основная относительная погрешность ИК, (±^), %

погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±^), %

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1

2

3

4

5

6

1, 2

0,05I^ < I1 < 0,2I^

4,4

2,7

4,6

3,0

0,2I^ < I1 < I^

2,4

1,5

2,8

2,0

(ТТ 0,5; та 0,5; Счетчик 0,5)

I^ < I1 < 1,2I^

1,9

1,2

2,3

1,7

3, 4

0,05I^ < I1 < 0,2I^

4,6

3,0

5,5

4,2

0,2I^ < I1 < I^

2,6

1,8

4,0

3,5

(ТТ 0,5; та 0,5; Счетчик 1,0)

Iн1 < I1 < 1,2!н1

2,1

1,5

3,7

3,4

Примечания:

1.    Погрешность измерений 55%P и 55%q для cosj=1,0 нормируется от I5%, а погрешность измерений 55%p и 55%q для cosj<1,0 нормируется от I5%;

2.    Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С;

3.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

4.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

5.    Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

-    диапазон напряжения - от 0,99^^ до 1,01 ^н;

-    диапазон силы тока - от !н до 1,2^н1;

-    коэффициента мощности cosj (sinj)-0,87(0,5);

-    частота - (50±0,15) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

Температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков -от плюс 18 до плюс 25 °С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

6.    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9-U^ до 1,1/Цн1; диапазон силы первичного тока - от 0,05-I^ до 1,2^щ; коэффициент мощности cosj(sinj)-0,8-1,0(0,6-0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.

Для счетчика электроэнергии СЭТ-4ТМ.03:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^н2 до 1,1 ^н2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^н2 до 1,2^н2; коэффициент мощности cosj(sinj)-0,8-1,0(0,6-0,5); частота - (50±0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2.

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;

-    счетчик типа СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

-    УСПД Сикон С70 - среднее время наработки на отказ не менее часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

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 журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД.

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;

-    ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Кол-во, шт.

1

2

Трансформатор тока ТВ-220-25У2

3

Трансформатор тока ТФЗМ-220Б-ГУУ1

3

Трансформатор тока ТПШЛ-10

4

Трансформатор напряжения НКФ-220-58У1

6

Трансформатор напряжения НТМИ-6-66

2

Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03

4

УСПД типа Сикон С70

2

Методика поверки

1

Паспорт-формуляр АУВП.411711.ФСК.028.35.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 64683-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «Красноярскэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2016 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».

-    средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с документом ИЛГШ.411151.124 РЭ1;

-    для УСПД Сикон С70 - по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные Сикон С70. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    терогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России №1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «Красноярскэнергосбыт». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений RA.RU.311298/066-2016 от 13.04.2016.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «Красноярскэнергосбыт»

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Развернуть полное описание