Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Северная в части технологического присоединения электроустановок ОАО «Тульская региональная корпорация развития государственночастного партнерства» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных на глубину не менее
3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и ведение журнала событий;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК
ТИ);
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ);
- 3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования внутренних импульсов, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временным интервалом времени в шкале UTC (SU).
ИВКЭ выполнен на базе УСПД TK16L модификации TK16L.31 и, кроме УСПД, включает в себя:
- шкаф центрального коммуникационного устройства (ЦКУ), в состав которого входят WiFi модем AWK 1100, оптический преобразователь интерфейса Eth/Fo, сетевой концентратор D-Link, маршрутизатор Switch, спутниковая станция «SkyEdge PRO», АРМ ПС, блоки бесперебойного питания.
- шкаф технологического коммутационного устройства (ТКУ), в состав которого входят два шлюза E-422 (для использования двух интерфейсов счетчиков), WiFi модем AWK 1100, сетевой концентратор D-Link, оптический преобразователь интерфейса Eth/Fo, блоки резервного питания счетчиков, блок питания шкафа.
ИВКЭ выполняет следующие функции:
- сбор результатов измерения 30-минутных приращений электроэнергии со счетчиков;
- занесение результатов измерений в базу данных УСПД;
- передача результатов измерений из базы данных на уровень ИВК;
- пересчет результатов измерений с учетом коэффициентов трансформации ТТ и
ТН;
- доступ к результатам измерений в базе данные УСПД со стороны АРМ ПС;
- ведение журнала событий УСПД.
ИВК АИИС КУЭ расположен в ПАО «ФСК ЕЭС», построен на базе комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп, Г. р. 45048-10) и включает в себя сервер сбора данных, сервер баз данных, автоматизированные рабочие места (АРМ), связующие и вспомогательные компоненты.
Функции, выполняемые на уровне ИВК:
- сбор результатов измерений с УСПД;
- сбор результатов измерений со счетчиков, минуя УСПД, через шлюзы E-422 в случае выхода УСПД из строя;
- занесение результатов измерений и их хранение в базе данных ИВК;
- репликация результатов измерений из базы данных ПАО «ФСК ЕЭС» в сервер баз данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Центра»;
- пересчет результатов измерений с учетом коэффициентов трансформации ТТ и
ТН;
- передача результатов измерений во внешние системы, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - Тульское РДУ, другим субъектам оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0.
- ведение журнала событий ИВК.
Информационные каналы передачи данных с уровня ИИК на уровень ИВКЭ:
- контур опроса счетчиков № 1: Ethernet порт № 1 УСПД, сетевой концентратор D-Link, оптический преобразователь интерфейса Eth/Fo, волоконно-оптический кабель, оптический преобразователь интерфейса Eth/Fo, шлюз Е-422 №1, цифровой интерфейс№ 1 счетчика (основной канал);
- контур опроса счетчиков № 2: Ethernet порт № 1 УСПД, сетевой концентратор D-Link, маршрутизатор Switch, WiFi модем шкафа ЦКУ, WiFi модем шкафа ТКУ, шлюз Е-422 № 2, цифровой интерфейс № 2 счетчика (резервный канал).
Информационные каналы передачи данных с уровня ИИКЭ на уровень ИВК:
- посредством единой технологической сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ) для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (основной канал);
- посредством канала спутниковой связи для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный канал).
Для передачи данных с уровня ИВК внешним системам используется глобальная сеть передачи данных Интернет.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы
(ИК).
АИИС КУЭ включает в себя систему обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе радиосервера точного времени РСТВ-01. Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ работает следующим образом. Радиосервер формирует шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов точного времени системы GPS и передает её в УСПД. УСПД получает шкалу времени в постоянном режиме с помощью специализированной утилиты и при каждом опросе счетчиков вычисляет поправку времени часов счетчиков. И если поправка превышает величину ±2 c, УСПД формирует команду на синхронизацию счетчика (но не чаще 1 раза в сутки).
Перечень ИК и входящих в них измерительных компонентов приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование | Вид коэффи № | СИ, класс точности, циент преобразования, 2 Г осреестра СИ | Тип (модификация) |
| 1 | КВЛ 110 кВ Северная - Индустриальная №1 | ТТ | КТ 0,2S Ктт = 750/1 Г.р. № 22440-07 | ф. A | ТВГ-110, исп. ТВГ-110-0,2 |
| ф. В | ТВГ-110, исп. ТВГ-110-0,2 |
| ф. C | ТВГ-110, исп. ТВГ-110-0,2 |
| ТН | КТ 0,5 Ктн = (110000:V3)/(100:V3) Г.р. № 14205-94 | ф. A | НКФ-110-57 У1 |
| ф. В | НКФ-110-57 У1 |
| ф. C | НКФ-110-57 У1 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 |
| УСПД | Г.р. № 36643-07 | TK16L мод. TK16L.31 |
| Шлюз | Г. р. № 36638-07 | Шлюз Е-422 |
| № ИК | Наименование | Вид коэффи № | СИ, класс точности, циент преобразования, 2 Г осреестра СИ | Тип (модификация) |
| 2 | КВЛ 110 кВ Северная - Индустриальная №2 | ТТ | КТ 0,2S Ктт = 750/1 Г.р. № 22440-07 | ф. A | ТВГ-110, исп. ТВГ-110-0,2 |
| ф. В | ТВГ-110, исп. ТВГ-110-0,2 |
| ф. C | ТВГ-110, исп. ТВГ-110-0,2 |
| ТН | КТ 0,5 Ктн = (110000:V3)/(100:V3) Г.р. № 14205-94 | ф. A | НКФ-110-57 У1 |
| ф. В | НКФ-110-57 У1 |
| ф. C | НКФ-110-57 У1 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 |
| УСПД | Г.р. № 36643-07 | TK16L мод. TK16L.31 |
| Шлюз | Г. р. № 36638-07 | Шлюз Е-422 |
Программное обеспечение
АИИС КУЭ работает под управлением программного обеспечения, установленного на ИВК ПАО «ФСК ЕЭС». В качестве прикладного программного обеспечения используются программный комплекс «Метроскоп» версии 1.0.
Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.0 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
| Другие идентификационные данные | Склейка файлов DataServer.exe, Dataserver USPD.exe |
Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - высокий.
| Количество измерительных каналов (ИК) | 2 |
| Г раницы допускаемой основной (в нормальных условиях) относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 и при измерении активной электрической энергии (5woA), границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной (5WA) и реактивной (5WP) электрической энергии в рабочих условиях применения | приведены в таблице 3 |
| Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с | ±5 |
| Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое |
| Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных | автоматическое |
| Г лубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет | 3,5 |
| Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ | автоматическое |
| Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ |
| - температура окружающего воздуха для: | |
| - измерительных трансформаторов, °С | от -45 до +40 |
| - для счетчиков, связующих компонентов, °С | от 0 до +40 |
| - для оборудования УСПД, ИВК, °С | от +10 до +35 |
| - частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - напряжение сети питания (относительного номинального значения Uнoм), % | от 90 до 110 |
| Допускаемые значения информативных параметров |
| - ток, % от !ном | от 2 до 120 |
| - напряжение, % от Uнoм | от 90 до 110 |
| - коэффициент мощности, cos j | 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. |
| - коэффициент реактивной мощности, sin j | 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. |
Таблица 3 - Границы допускаемой основной погрешности 5Wc,A измерения активной энергии и погрешности измерения активной энергии 5WA и реактивной энергии 5WP в рабочих условиях применения для ИК № 1, 2_
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | 5-даоА % | 5wA, % | 5wP, % |
| 2 | 0,5 | ±2,1 | ±2,2 | ±2,1 |
| 2 | 0,8 | ±1,3 | ±1,4 | ±2,8 |
| 2 | 0,865 | ±1,3 | ±1,4 | ±3,3 |
| 2 | 1 | ±1,0 | ±1,2 | - |
| 5 | 0,5 | ±1,7 | ±1,7 | ±1,4 |
| 5 | 0,8 | ±1,1 | ±1,2 | ±1,9 |
| 5 | 0,865 | ±1,0 | ±1,1 | ±2,1 |
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | 5-даоА, % | 5wA, % | 5wP, % |
| 5 | 1 | ±0,8 | ±0,8 | - |
| 20 | 0,5 | ±1,4 | ±1,5 | ±1,1 |
| 20 | 0,8 | ±0,9 | ±1,0 | ±1,5 |
| 20 | 0,865 | ±0,8 | ±1,0 | ±1,7 |
| 20 | 1 | ±0,7 | ±0,7 | - |
| 100, 120 | 0,5 | ±1,4 | ±1,5 | ±1,1 |
| 100, 120 | 0,8 | ±0,9 | ±1,0 | ±1,4 |
| 100, 120 | 0,865 | ±0,8 | ±1,0 | ±1,6 |
| 100, 120 | 1 | ±0,7 | ±0,7 | - |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра ПО189-ЭСС/6.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Северная в части технологического присоединения электроустановок ОАО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока встроенные | ТВГ-110, исп. ТВГ-110-0,2 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 У1 | 6 |
| Устройство сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов | TC16L | 1 |
| У стройство для автоматизации измерений и учета энергоресурсов | Шлюз Е-422 | 1 |
| Радиосервера точного времени | РСТВ-01 | 1 |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Северная в части технологического присоединения электроустановок ОАО «Тульская региональная корпорация развития государственночастного партнерства». Формуляр | ПО189-ЭСС/6.ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Северная в части технологического присоединения электроустановок ОАО «Тульская региональная корпорация развития государственночастного партнерства». Методика поверки | МП-063-30007-2016 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-063-30007-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Северная в части технологического присоединения электроустановок ОАО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в январе 2016 г.
Перечень основных средств (эталонов) поверки:
- государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИГЛШ.411152.124 РЭ1;
- УСПД TK16L - по методике поверки «Устройство сбора и передачи данных TK16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.041МП;
- устройства «Шлюз Е-422» - по методике поверки «Устройства «Шлюз Е-422» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.036 МП;
- радиосервер точного времени РТСВ-01 - по методике поверки в разделе 5 руководства по эксплуатации ПЮЯИ.468212.039РЭ.
Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком:
- миллитесламетр портативный ТП2-2У (Госреестр № 16373-08);
- мультиметр АРРА-109 (Госреестр № 20085-11);
- клещи токовые АТК-2001 (Г осреестр № 43841-10);
- измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Госреестр № 23070-05);
- термометр технический типа ТТ (Госреестр СИ №276-89) с диапазоном измерений от -35°С до +50°С, пределом допускаемой погрешности измерения температуры ±1°C.
Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Северная в части технологического присоединения электроустановок ОАО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства». Свидетельство об аттестации методики измерений № 261-01.00249-2016 от «14» января 2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Северная в части технологического присоединения электроустановок ОАО «Тульская региональная корпорация развития государственночастного партнерства»
ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
64458-16: Методика поверки МП-063-30007-2016Скачать704.7 Кб