Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Большая Еловая» (ПС 220 кВ «Васильев») филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных
к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
т ребованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов
измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных
о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т. п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных
средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S, 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии А1800 классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-05 для активной электроэнергии, 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-05 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.
2-й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «ЭКОМ-3000» со встроенным приемником синхронизации времени GPS и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям либо с использованием стационарных терминалов сотовой связи на верхний уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенному каналу передачи данных через интернет-
провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя GPS-приемник сигналов точного времени, установленный в УСПД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с сигналами точного времени от GPS-приемника. Сравнение времени GPS-приемника со временем УСПД происходит непрерывно. Погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сличение времени УСПД с временем сервера осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка времени сервера производится по достижении допустимого расхождения времени сервера и УСПД ± 3 с. Сличение времени УСПД и счетчиков осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД на ± 3 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Большая Еловая» (ПС 220 кВ «Васильев») филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири используется программно-технический комплекс (ПТК) «ЭКОМ», Госреестр № 19542-05, представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, яв-ляется кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014. Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.3.67.633 | 6.3.254.3946 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 721e602a0e23d3 b2062dc3 c1d3c49e7d | ea16bd33d0fdf25505cf c96d54450b15 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | AdCenter.exe | AdmTool.exe |
Таблица 1.2 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.3.33.231 | 6.3.66.755 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | edb692c8cadf9846e82fd716 e01b2930 | ac9c95952436f4a53221 4ce9c61b9312 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | AlarmSvc.exe | config.exe |
Таблица 1.3 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.3.42.1105 | 6.3.18.229 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | d6665422cd0312a5858a3d5 ccb229086 | 2c55e1c21c397047964 0878648d2a509 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | ControlAge.exe | CRQonDB.exe |
Таблица 1.4 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.3.133.1524 | 6.3.74.664 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 05a11055c7407bd182a088b c6b9aac71 | 2e2a9b5f198c0d31670a 68578cbfbeb9 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | expimp.exe | Pso.exe |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и метрологические характеристики ИК
| № п/п | Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| Основная погрешность, % | Погрешность в раб. усл., % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | 1 | ОРУ-220 кВ ВЛ-220 ПС Трачуков-ская | СА-245 1000/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 0911102/3 Зав. № 0911102/2 Зав. № 0911102/1 | СРВ 245 220000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 8806016 Зав. № 8806017 Зав. № 8806018 | A1802RALX Q-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1221386 | ЭКОМ 3000 Зав. №10145752 | Активная, реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,4 ± 2,8 |
| 2 | 2 | ОРУ-220 кВ ВЛ-220 ГПП-2 | СА-245 1000/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 0911102/10 Зав. № 0911102/11 Зав. № 0911102/12 | СРВ 245 220000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 8806022 Зав. № 8806023 Зав. № 8806024 | A1802RALX Q-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01221395 |
| 3 | 3 | ОРУ-110 кВ ВЛ-110 кВ ПС Урьевская (1 цепь) | СА-123 1000/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 0911100/28 Зав. № 0911100/29 Зав. № 0911100/30 | НДКМ-110 110000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 220 Зав. № 221 Зав. № 222 | A1802RALX Q-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1221374 |
| 4 | 4 | ОРУ-110 кВ ВЛ-110 кВ ПС Урьевская (2 цепь) | СА-123 1000/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 0911100/31 Зав. № 0911100/32 Зав. № 0911100/33 | НДКМ-110 110000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 223 Зав. № 224 Зав. № 225 | A1802RALX Q-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1221382 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | 5 | ОРУ-110 кВ ВЛ-110 кВ ПС Северо-Покурская 1 цепь | СА-123 1000/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 0911100/37 Зав. № 0911100/38 Зав. № 0911100/39 | НДКМ-110 110000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 220 Зав. № 221 Зав. № 222 | А1802RALX Q-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1221384 | ЭКОМ 3000 Зав. №10145752 | Активная, реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,4 ± 2,8 |
| 6 | 6 | ОРУ-110 кВ ВЛ-110 кВ ПС Северо-Покурская 2 цепь | СА-123 1000/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 0911100/40 Зав. № 0911100/41 Зав. № 0911100/42 | НДКМ-110 110000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 223 Зав. № 224 Зав. № 225 | А1802RALX Q-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1221381 |
| 7 | 7 | ОРУ-110 кВ ВЛ-110 кВ ПС Кирьянов-ская-1 (Мартовская) | СА-123 1000/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 0911100/43 Зав. № 0911100/44 Зав. № 0911100/45 | НДКМ-110 110000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 220 Зав. № 221 Зав. № 222 | А1802RALX Q-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1221379 |
| 8 | 8 | ОРУ-110 кВ ВЛ-110 кВ ПС Кирьянов-ская-2 (Ватинская) | СА-123 1000/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 0911100/46 Зав. № 0911100/47 Зав. № 0911100/48 | НДКМ-110 110000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 223 Зав. № 224 Зав. № 225 | А1802RALX Q-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1221391 |
| 9 | 11 | ОРУ-220 кВ 1 АТ-220 | СА-245 1000/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 0911102/7 Зав. № 0911102/8 Зав. № 0911102/9 | СРВ 245 220000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 8806019 Зав. № 8806020 Зав. № 8806021 | А1802RALX Q-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01221385 | ЭКОМ 3000 Зав. №10145752 | Активная, реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,4 ± 2,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 10 | 12 | ОРУ-220 кВ 2АТ-220 | ТРГ-220И 1000/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 373 Зав. № 374 Зав. № 375 | СРВ 245 220000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 8806025 Зав. № 8806026 Зав. № 8806027 | A1802RALX Q-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1221396 | ЭКОМ 3000 Зав. №10145752 | Активная, реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,4 ± 2,8 |
| 11 | 13 | ОРУ-110 кВ 1 АТ-110 | СА-123 1000/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 0911100/25 Зав. № 0911100/26 Зав. № 0911100/27 | НДКМ-110 110000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 220 Зав. № 221 Зав. № 222 | A1802RALX Q-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1221390 |
| 12 | 14 | ОРУ-110 кВ 2 АТ-110 | СА-123 1000/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 0911100/4 Зав. № 0911100/5 Зав. № 0911100/6 | НДКМ-110 110000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 223 Зав. № 224 Зав. № 225 | A1802RALX Q-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1221393 |
| 13 | 15 | ОПУ, ЩСН Хоз. нужды | ТШЛ 0,66-II-I 100/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 439 Зав. № 441 Зав. № 440 | — | A1805RLXQ -GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01222370 | ЭКОМ 3000 Зав. №10145752 | Активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,2 ± 6,2 |
| 14 | 16 | ОПУ, ЩСН TN-1 | ТШЛ 0,66-II-I 800/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 981 Зав. № 1028 Зав. № 998 | — | A1805RLXQ -GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01222369 |
| 15 | 17 | ОПУ, ЩСН TN-2 | ТШЛ 0,66-II-I 800/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 1034 Зав. № 1031 Зав. № 999 | — | A1805RLXQ -GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01222368 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 16 | 18 | КРУН, яч.3 1АТ-10 | ТОЛ-СЭЩ-10 600/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 13836-11 Зав. № 14369-11 Зав. № 13604-11 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 10000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,5 Зав. № 00192-11 | A1802RALX Q-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01223567 | ЭКОМ 3000 Зав. №04113242 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,9 |
| 17 | 19 | КРУН, яч.6 2АТ-10 | ТОЛ-СЭЩ-10 600/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 14199-11 Зав. № 13866-11 Зав. № 13777-11 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 10000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,5 Зав. № 00193-11 | A1802RALX Q-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01223566 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosф = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети:
напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,01 - 1,2) 1ном; 0,5 инд <cosф<0,8 емк;
- Допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до 70 °С, для счетчиков от минус 40 до 70 °С; для УСПД от минус 10 до 50 °С, для сервера от 10 до 35 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,01 1ном, cosф = 0,8 инд и и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 30 °С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ P 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.
8. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 ч; среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч; среднее время
восстановления работоспособности не более 24 ч;
- СОЕВ - коэффициент готовности - не менее 0,95; среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч.
- ИВК - коэффициент готовности - не менее 0,99; среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика,
- УСПД,
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений - 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора - 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
- УСПД - хранение информации не менее 35 суток; хранение информации при
отключении питания не менее 1 года;
- сервер БД - хранение информации не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорт-формуляра на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Большая Еловая» (ПС 220 кВ «Васильев») филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Большая Еловая» (ПС 220 кВ «Васильев») филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири указана в паспорт-формуляре на систему.
В комплект поставки входит методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Большая Еловая» (ПС 220 кВ «Васильев») филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Измерительные каналы. Методика поверки».
Поверка
осуществляется по документу МП 48516-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Большая Еловая» (ПС 220 кВ «Васильев») филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 году.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик Альфа А1800 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» МП-2203-0042-2006;
- УСПД «ЭКОМ-3000» - по методике поверки МП 26-262-99.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Большая Еловая» (ПС 220 кВ «Васильев») филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Руководство по эксплуатации»
Нормативные документы
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
