| Номер в госреестре | 61513-15 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ "Газовая" |
| Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2015 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Газовая» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 500 кВ «Газовая» ПАО «ФСК ЕЭС».
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие
уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту
- ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту -Сч или Счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), 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 (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; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 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).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью двух выделенных наземных цифровых каналов (основной и резервный каналы).
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО 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.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. УССВ ИВК обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется ежесекундно автоматически с помощью приемника точного времени, принимающего сигналы точного времени от навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS. УСПД автоматически выполняет контроль времени в часах счетчиков при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ± 2 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ (счетчики электроэнергии, УСПД, сервер ИВК) не превышает ± 5 с/сут.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - 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.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
| Другие идентификационные данные, если имеются | - |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ_
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го и 2-го уровней ИК | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ввод 110 кВ Т 110/10 кВ | ТФЗМ 110Б-[ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 518; 175; 143 Госреестр № 26420-04 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 49393; 49398; 16498 Госреестр № 1188-84 | EPQS 111.23.27.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01052740 Госреестр № 25971-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 01134506 Госреестр № 17049-09 |
| 2 | яч. №3 ТСН-1 (10 кВ) | ТОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 0978; 0977 Госреестр № 7069-07 | НТМИ-10-66УЗ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2915 Госреестр № 831-69 | EPQS 111.23.27.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01122222 Госреестр № 25971-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 01134506 Госреестр № 17049-09 |
| 3 | шкаф РЗА ТСН-5 (0,4 кВ) | ТШ-0,66У3 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 33564; 33618; 33625 Госреестр № 6891-84 | - | EPQS 122.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 588192 Госреестр № 25971-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 01134506 Госреестр № 17049-09 |
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
| §5 %, | §20 %■, | 5100 %■, | ||
| I '-Л % 1Л нн и з 2 л нн 2 О % ©х | I20 %£1изм<1100% | 1I 0 0 £ 1Л 1 я з 2 1Л 1 2 о ''ч ©х | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1, 2 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
| 3 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,9 | ±2,2 | ±1,2 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,5 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±3,4 | ±1,8 | ±1,3 | |
| 0,5 | ±5,3 | ±2,7 | ±1,9 | |
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
| §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I '-Л % 1Л нн и з 2 Л нн 2 О % ©х | I20 %£1изм<1100% | 1I 0 0 £ 1Л 1 я з 2 1Л 1 2 о ''ч ©х | ||
| 1, 2 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | ±6,5 | ±3,6 | ±2,7 |
| 0,8 | ±4,5 | ±2,5 | ±2,0 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,7 | |
| 0,5 | ±2,8 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 3 (Сч. 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | ±6,4 | ±3,2 | ±2,3 |
| 0,8 | ±4,4 | ±2,3 | ±1,7 | |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | |
| 0,5 | ±2,7 | ±1,5 | ±1,2 | |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,95^^ до 1,05-U^
- диапазон силы тока - от 0,01- !н до !нр1 (таблица 10 ГОСТ 7746-2001);
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков -от 18 до 25 °С; УСПД - от 10 до 30 °С; ИВК - от 10 до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц.
3 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9/Цн1 до 1,Ьин1; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ын1 до !нр1 (таблица 10 ГОСТ 7746-2001);
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - для ТТ по ГОСТ 7746-2001; для ТН по ГОСТ 1983-2001.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8-Цн2 до 1,15-Цн2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Тн2 до 1,2-1н2; 2-1н2 (в зависимости от модификации счетчика);
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
5 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электроэнергии EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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 (в том числе наличие электронной пломбы);
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД (в том числе наличие электронной пломбы).
- 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).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет.
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-1 | 3 |
| 2 Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 2 |
| 3 Трансформатор тока | ТШ-0,66У3 | 3 |
| 4 Трансформатор напряжения | НКФ110-83У1 | 3 |
| 5 Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66УЗ | 1 |
| 6 Счетчик электрической энергии многофункциональный | EPQS 111.23.27.LL | 2 |
| 7 Счетчик электрической энергии многофункциональный | EPQS 122.21.18.LL | 1 |
| 8 Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| 9 Методика поверки | РТ-МП-2407-500-2015 | 1 |
| 10 Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.035.18.ИН.ПС-ФО | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-2407-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Газовая». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 31.07.2015 г.
Перечень основных средств 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 EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств 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 - по МИ 3000-2006.
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Газовая».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/201-2015 от
22.06.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Г азовая»
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
