Назначение
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Помары» (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 распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), 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), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). АИИС КУЭ ЕНЭС (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД)
Исполнительного аппарата (ИА) ПАО «ФСК ЕЭС», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), 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 UTS (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные 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 мин) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (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 серве 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 ХМЬ и передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектом ОРЭМ.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС «Помары» 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.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит УССВ, которое синхронизировано с национальной шкалой времени UTC (SU) по сигналам ГЛОНАСС.
Коррекция шкалы времени УСПД выполняется автоматически при достижении расхождения со шкалой времени ИВК равного или более 1 с. Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени ИВК осуществляется с интервалом не более 60 мин.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется 1 раз в 30 минут, коррекция шкалы времени счетчиков выполняется при достижении расхождения со шкалой времени УСПД равного или более 2 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение «Автоматизированная информационно-измерительная система 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 СПО
| 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 | 26B5C91СС43 C05945AF7A3 9C9EBFD218 |
| Другие идентификационные данные | DataServer. exe, DataServer_USPD.exe |
Алгоритм вычисления цифрового MD5 идентификатора__
Уровень защиты СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4. Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| | Состав ИК АИИС КУЭ | |
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД /УССВ | Вид электроэнергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ВЛ 500 кВ Помары -Киндери | AGU-525 кл.т. 0,2S Ктт=1000/1 рег.№ 37848-08 | VCU-525 кл.т. 0,2 Ктн=500000/\,3/100^3 рег.№ 37847-08 | EA02RAL-P4B -4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97 | | активная реактивная |
| 2 | ВЛ 500 кВ Чебоксарская ГЭС -Помары | ТФЗМ 500Б-1 У1 кл.т. 0,5 Ктт=2000/1 рег.№ 78699-20 | DFK 525 кл.т. 0,2 Ктн=500000/\,3/100^3 рег.№ 23743-02 | EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97 | RTU-325 Рег.№ 37288-08/ РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 | активная реактивная |
| 3 | 0ВВ-220 кВ | ТФЗМ 220Б-1У У1 кл.т. 0,5 Ктт=2000/1 рег.№ 78699-20 | НКФ-220-58 У1 кл.т. 0,5 Ктн=220000/\,3/100^3 рег.№ 79104-20 | EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97 | | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 4 | ВЛ 220 кВ Помары-Зеленый Дол | ТФЗМ 220Б-1У У1 кл.т. 0,5 Ктт=1000/1 рег.№ 78699-20 | НКФ-220-58 У1 кл.т. 0,5 Ктн=220000/\'3/100^3 рег.№ 79104-20 | EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97 | RTU-325 Рег.№ 37288-08/ | активная реактивная |
| 5 | ТСН 3 (0,4 кВ) | TCH-8 кл.т. 0,2S Ктт=1500/5 рег.№ 26100-03 | - | A1805RALXQV-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 рег.№ 31857-11 | РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 | активная реактивная |
| 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 неотъемлемая часть. |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы интервала основной относительной погрешности ИК (активная энергия) (±5), % | Границы интер относительн погрешности И рабочих услов эксплуатаци (активная энергия) | вала ой 1К в иях и (±5), % |
| | | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | ф ,5 СЛ o' o c= | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Iнl | 1,0 | 1,1 | 1,8 | 1,2 | 1,3 | 1,9 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,2 | 0,05Iнl < I1 < 0,2Im | 0,6 | 0,8 | 1,3 | 0,8 | 1,0 | 1,4 |
| 0,2Iнl < I1 < Im | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,9 | 1,2 |
| Сч 0,2S) | Iнl < I1 < 1,21н1 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,9 | 1,2 |
| 2 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 1,8 | 2,8 | 2,8 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,2 Сч 0,2S) | 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,9 | 1,4 | 2,7 | 1,1 | 1,6 | 2,0 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,7 | 1,0 | 1,9 | 0,9 | 1,2 | 2,8 |
| 3, 4 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,5 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5 Сч 0,2S) | 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,7 | 3,0 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| 5 | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05^1 | 1,4 | 1,5 | 2,0 | 1,8 | 1,9 | 2,4 |
| (ТТ 0,2S; ТН - | 0,05Iн1 < I1 < 0,21щ | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 1,4 | 1,6 | 2,0 |
| 0,2Iнl < I1 < Im | 0,6 | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 1,5 | 1,7 |
| Сч 0,5S) | Iнl < I1 < 1,21н1 | 0,6 | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 1,5 | 1,7 |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы осно относи^ погрешн (реактивна (^ | интервала вной ельной ости ИК я энергия) >, % | Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (реактивная энергия) (±^), % |
| | | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 3,4 | 2,6 | 4,8 | 3,7 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,2 Сч 0,5) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 2,0 | 1,7 | 2,9 | 2,4 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,4 | 1,2 | 1,9 | 1,8 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,3 | 1,2 | 1,8 | 1,7 |
| 2 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 4,6 | 2,8 | 5,0 | 3,3 |
| СЧ о' К н УГ, о' Н Н | 0,21н1 < I1 < 1н1 | 2,5 | 1,7 | 2,8 | 2,1 |
| Сч 0,5) | 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,9 | 1,4 | 2,2 | 1,9 |
| 3, 4 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 4,7 | 2,9 | 5,1 | 3,4 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5 | 0,21н1 < I1 < 1н1 | 2,6 | 1,8 | 2,9 | 2,2 |
| Сч 0,5) | 1н1 < I1 < 1,21н1 | 2,1 | 1,5 | 2,4 | 2,0 |
| 5 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 3,3 | 2,6 | 4,7 | 3,7 |
| (ТТ 0,2S; ТН - | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 2,0 | 1,6 | 2,8 | 2,4 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,3 | 1,2 | 1,9 | 1,7 |
| Сч 1,0) | 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,2 | 1,1 | 1,7 | 1,7 |
| Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с | ± 5 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности P=0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,8 |
| температура окружающей среды °C: | |
| - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | |
| ГОСТ 26035-83 | от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ^ом | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ, ТН | от -5 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +65 |
| - для УСПД | от -10 до +60 |
| - для РСТВ | от +5 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электрической энергии ЕвроАЛЬФА: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| счетчики электрической энергии Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| УСПД RTO-325: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| РСТВ-01-01: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной | |
| за месяц, сут, не менее | 45 |
| 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 счетчика и УСПД фиксируются факты:
-параметрирования;
-пропадания напряжения;
-коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: -счетчика;
-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-испытательной коробки;
-УСПД;
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.
Возможность коррекции времени в:
-счетчиках (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.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | AGU-525 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 500Б-1 У1 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 220Б-1У У1 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | TCH-8 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | VCU-525 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | DFK 525 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ-220-58 У1 | 6 шт. |
| Счётчик электроэнергии многофункциональный | ЕвроАЛЬФА | 4 шт. |
| Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 1 шт. |
| УСПД | RTO-325 | 1 шт. |
| РСТВ | РСТВ-01-01 | 1 шт. |
| Методика поверки | МП 206.1-089-2020 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | АУВП.411711 ФСК.007.178.ПС-ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1 -089-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Помары». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 02.09.2020 г. Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. 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, МИ 2982-2006 ГСИ. Трансформаторы напряжения измерительные 500/V3.. .750/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0 (рег.№ 16666-97);
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 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. (рег.№ 31857-11);
- для УСПД RTO-325 - по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г. (рег.№ 37288-08);
- для радиосервера точного времени РСТВ-01-01 - по документу «Радиосервер точного времени РСТВ-01. Методика поверки» ПЮЯИ.468212.039МП, утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.2011 г. (рег. № 40586-12);
- блок коррекции времени ЭНКС -2, рег. № 37328-15;
- термогигрометр CENTER (мод.315), рег. № 22129-09.
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 ЕНЭС ПС 500 кВ «Помары», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Помары»
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
80197-20: Методика поверки МП 206.1-089-2020Скачать860.1 Кб