Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 400 кВ Выборгская
- ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:93917-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 400 кВ Выборгская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и сервер баз данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ ИВК), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «Россети» - МЭС, ПМЭС, каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC(SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным 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.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по линиям связи.
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных 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.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронно-цифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. УССВ ИВК, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC(SU).
ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC(SU) более чем на 2 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.
Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 632. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Место, способ и форма нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений,
а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах,
предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимой частью СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) являются файлы DataServer.exe, DataServer_USPD.exe.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.0.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | DataServer.exe, DataServer_USPD.exe |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ, метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав измерительных каналов АИИС КУЭ | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД | УССВ ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ВЛ 330 кВ СевероЗападная ТЭЦ -Выборгская | AGU-362 кл.т 0,2S Ктт = 2000/1 рег. № 40087-08 | VCU-362 кл.т 0,2 Ктн = (330000/^3)/(100/^3) рег. № 37847-08 | СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | TOPAZ IEC DAS рег. № 65921-16 | СТВ-01 рег. № 49933-12 |
| 2 | ВЛ 110 кВ Выборгская - Советск II цепь с отпайкой на ПС Терминал | TG 145 кл.т 0,2 Ктт = 1000/1 рег. № 15651-96 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | ||
| 3 | ВЛ 110 кВ Выборгская - Советск I цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Советская-2) | ТФЗМ 110Б кл.т 0,5 Ктт = 750/1 рег. № 71957-18 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | ||
| 4 | ВЛ 110 кВ Выборгская -Нефтебаза г.Приморск № 1 (ВЛ 110 кВ Советская-3) | TG 145 кл.т 0,2 Ктт = 1000/1 рег. № 15651-96 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | ||
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | ВЛ 110 кВ Выборгская -Нефтебаза г.Приморск №2 (ВЛ 110 кВ Советская-4) | TG 145 кл.т 0,2 Ктт = 1000/1 рег. № 15651-96 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | TOPAZ IEC DAS рег. № 65921-16 | СТВ-01 рег. № 49933-12 |
| 6 | ВЛ 110 кВ Выборгская - ПГВ-2 Светогорского ЦБК (ВЛ 110 кВ Выборгская-3) | TG145 кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 30489-05 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | ||
| 7 | ВЛ 110 кВ Выборгская -Выборг-Южная II цепь (ВЛ 110 кВ Выборгская-5) | ТФЗМ 110Б кл.т 0,5 Ктт = 750/1 рег. № 71957-18 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | ||
| 8 | ВЛ 110 кВ Выборгская -Выборг-Южная I цепь (ВЛ 110 кВ Выборгская-6) | ТФЗМ 110Б кл.т 0,5 Ктт = 750/1 рег. № 71957-18 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | ||
| 9 | ОВ-110 кВ | TG 145 кл.т 0,2 Ктт = 1000/1 рег. № 15651-96 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | ||
| 10 | КВЛ 110 кВ Выборгская -Попово-тяговая | ТОГФ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/1 рег. № 44640-10 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
| 11 | КЛ 0,4 кВ ПАО Ростелеком | - | - | Альфа А1800 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 | ||
| 12 | КЛ 0,23 кВ МТС | - | - | Альфа А1800 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 |
Примечания
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | COSф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 flOWm | I100 %<Iизм<I120% | ||
| 1, 6, 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,0 | 0,6 | 0,5 | 0,5 |
| 0,8 | 1,1 | 0,8 | 0,6 | 0,6 | |
| 0,5 | 1,8 | 1,3 | 0,9 | 0,9 | |
| 2, 4—5, 9 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,2) | 1,0 | — | 0,9 | 0,6 | 0,5 |
| 0,8 | — | 1,2 | 0,7 | 0,6 | |
| 0,5 | — | 2,0 | 1,2 | 0,9 | |
| 3, 7-8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | — | 1,7 | 0,9 | 0,7 |
| 0,8 | — | 2,8 | 1,4 | 1,0 | |
| 0,5 | — | 5,3 | 2,7 | 1,9 | |
| 11-12 (Счетчик 0,5S) | 1,0 | 1,1 | 0,6 | 0,6 | 0,6 |
| 0,8 | 1,1 | 0,8 | 0,6 | 0,6 | |
| 0,5 | 1,1 | 1,1 | 0,7 | 0,7 | |
| Номер ИК | cosф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | I5(10) %<I изм< 20 % | I20 flOWm | I100 %<Iизм<I120% | ||
| 1, 6, 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,8 | 1,8 | 1,4 | 1,0 | 1,0 |
| 0,5 | 1,5 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | |
| 2, 4—5, 9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,2) | 0,8 | — | 1,9 | 1,1 | 1,0 |
| 0,5 | — | 1,3 | 0,8 | 0,8 | |
| 3, 7—8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,8 | — | 4,3 | 2,2 | 1,6 |
| 0,5 | — | 2,5 | 1,4 | 1,1 | |
| 11-12 (Счетчик 1,0) | 0,8 | — | 1,5 | 1,1 | 1,1 |
| 0,5 | — | 1,2 | 1,1 | 1,1 | |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИК | COSф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | |||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 '’/„Сизм^т0/» | I100 %<Iизм<I120% | |||
| 1, 6, 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,2 | 0,8 | 0,7 | 0,7 | |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | ||
| 0,5 | 1,9 | 1,4 | 1,1 | 1,1 | ||
| 2, 4-5, 9 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,2) | 1,0 | - | 1,1 | 0,8 | 0,7 | |
| 0,8 | - | 1,4 | 0,9 | 0,9 | ||
| 0,5 | - | 2,1 | 1,3 | 1,1 | ||
| 3, 7-8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 | |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,6 | 1,2 | ||
| 0,5 | - | 5,3 | 2,8 | 2,0 | ||
| 11-12 (Счетчик 0,5S) | 1,0 | 1,6 | 1,3 | 1,3 | 1,3 | |
| 0,8 | 1,7 | 1,5 | 1,4 | 1,4 | ||
| 0,5 | 1,7 | 1,7 | 1,5 | 1,5 | ||
| Номер ИК | cosф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||||
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | |||
| I2% < I изм< I 5 % | I5(10) %<I изм< 20 % | I20 '’/„Сизм^т0/» | I100 %<Iизм<I120% | |||
| 1, 6, 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,8 | 2,2 | 1,9 | 1,6 | 1,6 | |
| 0,5 | 1,9 | 1,5 | 1,4 | 1,4 | ||
| 2, 4-5, 9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,2) | 0,8 | - | 2,3 | 1,7 | 1,6 | |
| 0,5 | - | 1,8 | 1,5 | 1,4 | ||
| 3, 7-8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,8 | - | 4,5 | 2,6 | 2,1 | |
| 0,5 | - | 2,8 | 1,8 | 1,6 | ||
| 11-12 (Счетчик 1,0) | 0,8 | - | 3,4 | 3,2 | 3,2 | |
| 0,5 | - | 3,2 | 3,2 | 3,2 | ||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±Д), с | 5 | |||||
| Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируются от I1%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от I2%. 2 Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК № 11-12 при измерении реактивной электрической энергии нормируются от I10 %. 3 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | ||||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom | от 99 до 101 |
| - ток, % От Ihom | от 1/5/10 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии | от +21 до +25 |
| Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % От Uhom | от 90 до 110 |
| - ток, % От Ihom | от 1/5/10 до 120 |
| - коэффициент мощности, не менее | 0,5 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН | от -45 до +40 |
| - для счетчиков | от +10 до +30 |
| - для УСПД | от +10 до +30 |
| - для сервера, УССВ | от +18 до +24 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СТЭМ-300: - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД TOPAZ IEC DAS: - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 140000 |
| комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 10000 |
| Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее | 45 |
| при отключенном питании, лет, не менее | 3 |
| ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
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).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | AGU-362 | 3 |
| Трансформатор тока | TG 145 | 12 |
| Трансформатор тока | TG145 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-110 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б | 9 |
| Трансформатор напряжения емкостной | VCU-362 | 3 |
| Трансформатор напряжения антирезонансный однофазный | НАМИ | 6 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный статический | СТЭМ-300 | 15 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 3 |
| Устройство сбора и передачи данных | TOPAZ IEC DAS | 1 |
| Комплекс измерительновычислительный | СТВ-01 | 1 |
| Формуляр | АУВП.411711.ФСК.ОРЭМ.СЗ.П4000682.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 400 кВ Выборгская», аттестованном ООО «ИЦ ЭАК», г. Москва уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311298.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 59793-2021 «Информационные технологии. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».