Назначение
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока расширение в части новых точек учета (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной энергии, а также, для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2 S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии класса 0,2S (в части активной энергии) 0,5 (в части реактивной энергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема -передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
3-й 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; радиосервер точного времени РСТВ-01; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема -передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в ЦСОД исполнительного аппарата (ИА) ПАО «ФСК ЕЭС», г. Москва, для последующей обработки, хранения и передачи.
Далее, данные с уровня АИИС КУЭ в ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» по цифровым каналам связи (на участке «подстанция - ИА ПАО «ФСК ЕЭС» каналы связи организованы посредством малых наземных станций спутниковой связи (МЗССС) и на участке «ИА ПАО «ФСК ЕЭС» - ИВК МЭС Востока» - с использованием единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ) поступают в базу данных сервера уровня ИВК МЭС Востока, где происходит хранение поступившей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации смежным субъектам и иным заинтересованным организациям путем формирования файлов формата XML80020.
Предусмотрена передача информации в АО «АТС» и смежные субъекты ОРЭМ, осуществляется по каналу связи с протоколом TCP \IP сети Internet в формате XML-файлов.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в АИИС КУЭ входит радиосервер точного времени РСТВ-01, обеспечивающий автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой всемирного координированного времени UTC (SU). Сервер сбора обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и часов сервера сбора более чем на ±1 с., с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
С интервалом 1 раз в 30 мин УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специальное программное обеспечение АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - далее 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.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передач данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО (АИИС КУЭ) ЕЭНС (Метроскоп) |
| Наименование файла | DataServer.exe, DataServer USPD.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.0.4. |
| Цифровой идентификатор СПО: | 26B5C91CC43 C05945AF7A39C9EBFD218 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК ИИК и ИВКЭ АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС
КУЭ
| о, е ем о я | Диспетчерское наименование точки учета | Состав первого и второго уровней ИК |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД, УССВ) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ОВ-110 кВ | ТОГФ-110 кл. т. 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 61432-15 | НКФ-110-57 У1 кл. т. 0,5 Ктн= (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 14205-94 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 3185706 | RTU-325L Рег. №37288-08 РСТВ-01 Рег. №40586-12 |
| 2 | ВЛ 110 кВ «Белогорск-Маслозавод №1» | ТОГФ-110 кл. т. 0,2S Ктт=150/5 Рег. № 61432-15 | НКФ-110-57 У1 кл. т. 0,5 Ктн= (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 14205-94 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 3185711 |
| 3 | ВЛ 110 кВ «Белогорск-Маслозавод №2» | ТОГФ-110 кл. т. 0,2S Ктт=150/5 Рег. № 61432-15 | НКФ-110-57 У1 кл. т. 0,5 Ктн= (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 14205-94 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 3185711 |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии -владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
| | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| Номера ИК | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1-3 | Активная | ±0,8 | ±1,6 |
| Реактивная | ±1,7 | ±2,5 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% 1ном cos9=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии и УСПД от плюс 15°С до плюс 30°С, температура окружающего воздуха в месте установка ТТ и ТН от минус 60°С до плюс 40°С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИИК | 3 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - сила тока, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos9 | 0,87 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - сила тока, % от 1ном | от 1(2) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,87 емк. |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -60 до +40 |
| - для счетчиков | от +10 до +30 |
| - для УСПД | от +10 до +30 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| ИВКЭ: | |
| - суточных данных о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Погрешность СОЕВ, с/сут. | ±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 счетчика и УСПД фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в (функция автоматизирована):
- счетчиках;
- УСПД;
- ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации «АИИС КУЭ ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока расширение в части новых точек учета» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОГФ-110 | 9 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 6 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункци ональные | A1802-RALQ-P4GB-DW | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункци ональные | A1802-RALQ-P4GB-DW | 2 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325L | 1 шт. |
| Устройство синхронизации системного времени | РСТВ-01 | 1 шт. |
| Методика поверки | МП 007-2020 | 1 экз. |
| Паспорт-Формуляр | 4716016979.411711.003.ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 007-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока расширение в части новых точек учета. Методика поверки», утвержденная ООО «МетроСервис» 23.07.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии ГОСТ 8.217-2003 «Трансформаторы тока. Методика поверки» и/или МИ 3123-2008 «ГСИ. Экспериментально-расчётная методика поверки измерительных трансформаторов тока на местах их эксплуатации»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «Трансформаторы напряжения. Методика поверки.» и/или МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/v3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- счетчики Альфа 1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа 1800. «Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.
- УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и придачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП» утверждённую ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)/ГЛОНАСС, (рег. № 46656-11);
- термогигрометр Ива-6А-Д (рег. № 46434-11);
- прибор для измерения электрических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор 3.3Т1 (рег. №39952-08).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока расширение в части новых точек учета, аттестованном ООО «МетроСервис», аттестат аккредитации № RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока расширение в части новых точек учета
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
79795-20: Методика поверки МП 007-2020Скачать9.7 Мб