Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Светлая"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Светлая» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ «Светлая» ПАО «ФСК ЕЭС».

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают 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 (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;

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

-    синхронизацию шкалы времени ИВК;

-    сбор информации (результаты измерений, журнал событий);

-    обработку данных и их архивирование;

-    хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;

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

ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на выходы 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

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).

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» 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 АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) 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). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически с помощью приемника точного времени, принимающего сигналы точного времени от навигационной спутниковой системы GPS, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и приемника точного времени на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

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.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ

ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав 1-го и 2-го уровней ИК

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счётчик

электрической

энергии

ИВКЭ

(УСПД)

1

2

3

4

5

6

1

ПС Светлая 220/110/6/0,4 кВ ВЛ 110 кВ Светлая - Ивановка

ТФЗМ-110Б-ГУ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 2593; 3064; 2993 Госреестр № 26422-04

НКФ 110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 51812; 51794; 51810 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471583 Госреестр № 25971-06

ЭКОМ-3000 зав. № 03081940 Госреестр № 17049-09

2

ПС Светлая 220/110/6/0,4 кВ ВЛ 110 кВ Светлая - ВотГЭС

ТФЗМ-110Б-Г

кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 48691; 48615; 48688 Госреестр № 26420-04

НКФ 110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 51768; 51689; 51836 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 472424 Госреестр № 25971-06

ЭКОМ-3000 зав. № 03081940 Госреестр № 17049-09

3

ПС Светлая 220/110/6/0,4 кВ ВЛ 110 кВ Светлая - Оса I цепь

ТФЗМ-110Б-ГУ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 3015; 3049; 3050 Госреестр № 26422-04

НКФ 110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 51768; 51689; 51836 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 472421 Госреестр № 25971-06

ЭКОМ-3000 зав. № 03081940 Госреестр № 17049-09

4

ПС Светлая 220/110/6/0,4 кВ ВЛ 110 кВ Светлая - Оса II цепь

ТФЗМ-110Б-ГУ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 2982; 3087; 3080 Госреестр № 26422-04

НКФ 110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 51812; 51794; 51810 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 472419 Госреестр № 25971-06

ЭКОМ-3000 зав. № 03081940 Госреестр № 17049-09

5

ПС Светлая 220/110/6/0,4 кВ ОВМ 110 кВ

ТФЗМ-110Б-Ш

кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 8323; 8838; 8820 Госреестр № 26421-04

НКФ 110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 51768; 51689; 51836 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471587 Госреестр № 25971-06

ЭКОМ-3000 зав. № 03081940 Госреестр № 17049-09

6

ПС Светлая 220/110/6/0,4 кВ КЛ 6 кВ фидер №19 (МТС)

ТОЛ-10 УТ2 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 4602; 4506 Госреестр № 6009-77

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 951 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 472418 Госреестр № 25971-06

ЭКОМ-3000 зав. № 03081940 Госреестр № 17049-09

7

ПС Светлая 220/110/6/0,4 кВ КВЛ 6 кВ фидер №17 (Город)

ТОЛ-10 УТ2 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 62354; 76283 Госреестр № 6009-77

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 951 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471588 Госреестр № 25971-06

ЭКОМ-3000 зав. № 03081940 Госреестр № 17049-09

8

ПС 220 кВ Светлая ввод 220 кВ Воткинская ГЭС

ТФЗМ 220Б-Ш кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 2446; 2429; 2431 Госреестр № 26006-03

НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 51487; 51682; 51553 Госреестр № 14626-00

EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 472425 Госреестр № 25971-06

ЭКОМ-3000 зав. № 03081940 Госреестр № 17049-09

9

ПС 220/110/6/0,4 кВ Светлая; ввод 0,4 кВ ТСН 2 (2С 0,4кВ)

ТШ-0,66 У3 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 00653; 33819; 44370 Госреестр № 15764-96

-

СЭТ-4ТМ.03.08 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 010407144 Госреестр № 27524-04

ЭКОМ-3000 зав. № 03081940 Госреестр № 17049-09

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

§5 %,

§20

§100 %,

I5 %£I изм< 20 %

I20 %£1изм<1100%

1I

0

0

%

з

2

1 2 о

''ч

©х

1

2

3

4

5

1 - 8

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

±1,9

±1,2

±1,0

0,9

±2,4

±1,4

±1,2

0,8

±2,9

±1,7

±1,4

0,7

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

±5,5

±3,0

±2,3

9

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5)

1,0

±1,8

±1,0

±0,8

0,9

±2,3

±1,3

±1,0

0,8

±2,8

±1,5

±1,1

0,7

±3,4

±1,8

±1,3

0,5

±5,3

±2,7

±1,9

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

§5 %,

§20 %,

§100 %,

I5 %£I изм< 20 %

I20 %£1изм<1100%

I100 %£1изм£1120%

1 - 8

(Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

±6,6

±3,8

±3,0

0,8

±4,6

±2,8

±2,3

0,7

±3,8

±2,4

±2,0

0,5

±3,0

±2,0

±1,7

9

(Счетчик 0,5; ТТ 0,5)

0,9

±6,4

±3,2

±2,2

0,8

±4,4

±2,3

±1,6

0,7

±3,5

±1,9

±1,4

0,5

±2,6

±1,5

±1,2

Примечания:

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

2    В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;

3    Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

-    диапазон напряжения - от 0,95^н до 1,05/Цн;

-    диапазон силы тока - от 0,01- !н до до !нр1 (таблица 10 ГОСТ 7746-2001);

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

-    частота - (50±0,15) Гц.

4    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9/Цн1 до 1,1^н1; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ын1 до до !нр1 (таблица 10 ГОСТ 7746-2001);

-    частота - (50±0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до 50 °С.

Для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8-Цн2 до 1,15-Цн2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -Гн2 до 1,2-1н2;

-    частота - (50±0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С.

5    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.

6    Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.

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;

-    счетчики электроэнергии EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

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

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75 000 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 счетчиков и УСПД фиксируются факты:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчиков электроэнергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД.

-    наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчиках электроэнергии;

-    пароль на УСПД;

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

Возможность коррекции шкалы времени в:

-    счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    ИВКЭ - 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 5 лет.

-    ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 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 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол-во,

шт.

1

2

3

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б-ГУ

9

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б-Г

3

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б-ГГГ

3

Трансформатор тока

ТОЛ-10 УТ2

4

Трансформатор тока

ТФЗМ 220Б-ГГГ

3

Трансформатор тока

ТШ-0,66 У3

3

Трансформатор напряжения

НКФ 110-83У1

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

1

Трансформатор напряжения

НКФ-220-58

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный

EPQS 111.21.18.LL

8

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.08

1

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

Методика поверки

РТ-МП-2988-500-2016

1

Паспорт - формуляр

АУВП.411711.ФСК.032.10.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-2988-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Светлая». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 15.04.2016 г.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство

о поверке.

Перечень основных средств поверки:

-    для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    для счетчиков электроэнергии EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;

-    для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 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;

-    средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Светлая». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/425-2015 от 09.11.2015 г.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Светлая»

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

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

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

Развернуть полное описание