Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Выходной (ОРУ-150кВ В-150 Т-1, В-150 Т-2) (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 трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя 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 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 (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 (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 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.
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).
ИВК АИИС КУЭ Единой национальной электрической системы (ЕНЭС) осуществляет опрос уровня ИВКЭ последовательно-циклическим способом. Данные по наземным сетям связи операторов (на основе собственных и арендованных цифровых каналов связи) поступают на соответствующие узлы передачи данных операторов, размещенных на ММТС-9, г. Москва. Далее данные по каналу единой цифровой сети связи энергетики (далее - ЕЦССЭ) поступают на серверы ЦСОД Исполнительного аппарата ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС») для последующей обработки, хранения и передачи смежным субъектам ОРЭМ, филиалу АО «СО ЕЭС» и в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС». Связь организована по дуплексным каналам, данные от ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» к уровню ИВКЭ поступают в обратном порядке.
Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 330 кВ Выходной ПАО «ФСК 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.
При выходе из строя УССВ, встроенного в УСПД, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения времени часов УСПД и ИВК на величину более ±1 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (ПО) автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (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.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.0.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
| | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав первого и второго уровней ИК |
| № ИК | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | ПС 330 кВ Выходной, ОРУ-150 кВ, В-150 Т-1 150 кВ | ТВ-ЭК 150 М3 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Г осреестр № 56255-14 | DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/V3) Госреестр № 61410-15 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 2 | ПС 330 кВ Выходной, ОРУ-150 кВ, В-150 Т-2 150 кВ | ТВ-ЭК 150 М3 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Госреестр № 56255-14 | DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/V3) Госреестр № 61410-15 | A1802RALQ-p4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (S), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| | | S1(2)%, | S5 %, | S20 %, | S100 %, |
| | | I1(2)% £ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л нч и W 2 Л нч 2 о % ©х | I20 “/о^изм^ШУо | I100 %£Iизм£I120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,2 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 |
| | 0,5 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| | 0,9 | ±5,8 | ±3,8 | ±3,0 | ±3,0 |
| 1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | ±4,2 | ±2,9 | ±2,3 | ±2,3 |
| 0,7 | ±3,4 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| | 0,5 | ±2,7 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 8i(2)%p и 8i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ii%,
погрешность измерений S1(2)%p и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков в процессе эксплуатации АИИС КУЭ путем составления технического акта в соответствии с п. 2.2 раздела
2 МИ 2999-2018.
4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до101 |
| - ток, % от ^ом | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды, °С | от -40 до +50 |
| - ТТ и ТН | от +18 до +25 |
| - счетчиков | от +10 до +30 |
| - УСПД | от +10 до +30 |
| - ИВК | |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - коэффициент мощности cosj | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +50 |
| температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков,°С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики электроэнергии «Альфа А1800»: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 35 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| УСПД: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, сут, не менее | 35 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±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 паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТВ-ЭК 150 М3 | 6 |
| Трансформатор напряжения | DFK 245 | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325T | 1 |
| Методика поверки | МП 206.2-102-18 | 1 |
| Формуляр | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.2-102-18 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Выходной (ОРУ-150кВ В-150 Т-1, В-150 Т-2). Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС 10 декабря 2018 г.
Основные средства 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 «Альфа A1800» - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному в 2012 г.
- для УСПД RTU-325Т - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325Т. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства 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;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39937-08;
- термометр стеклянный ТС-7-М1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 1198-12.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Выходной (0РУ-150кВ В-150 Т-1, В-150 Т-2) аттестованной ООО «СтандартЭС», аттестат аккредитации № Р0СС^и.0001.310135 выдан 14.11.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Выходной (ОРУ-150кВ В-150 Т-1, В-150 Т-2)
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
74205-19: Методика поверки МП 206.2-102-18Скачать941.6 Кб