| Номер в госреестре | 65695-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Приморская |
| Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Приморская (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 220 кВ Приморская ПАО «ФСК ЕЭС».
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую 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), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, включающие шлюзы Е-422, сетевые концентраторы, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
Второй 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 измерительным линиям связи поступают на выходы 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 ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает счетчики с помощью выделенного канала (основной канал связи).
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 центром сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) 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.
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. Сличение часов счетчиков и ИВК происходит при каждом сеансе связи. Коррекция проводится при расхождении часов счетчиков и сервера на значение, превышающее ±2 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ 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.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
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 уровня ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
| Таблица 2 - Состав 1-го уровня И | К АИИС КУЭ | |||
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го уровня ИК | ||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ||
| 1 | ПС 220/110/10 кВ "Приморская", ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ 110 кВ №215 | ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 38706; 38990; 38970 Г осреестр № 2793-71 | НКФ-110-83 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 41870; 41831; 41861 Г осреестр № 1188-84 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 451989 Г осреестр № 25971-06 |
| 2 | ПС 220/110/10 кВ "Приморская", ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ №240 | ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 43746; 43688; 43563 Г осреестр № 2793-88 | НКФ-110-83 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 41933; 41830; 41809 Г осреестр № 1188-84 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 451988 Г осреестр № 25971-06 |
| 3 | ПС 220/110/10 кВ "Приморская", ОРУ-110 кВ, 2 СШ-110 кВ, ВЛ 110 кВ №278 | ТФЗМ-110Б-1У кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 39; 38; 29 Г осреестр № 26422-04 | НКФ-110-83 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 41933; 41830; 41809 Г осреестр № 1188-84 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461757 Г осреестр № 25971-06 |
| 4 | ПС 220/110/10 кВ "Приморская", ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ 110 кВ №279 | ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 38597; 38960; 39032 Г осреестр № 2793-71 | НКФ-110-83 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 41870; 41831; 41861 Г осреестр № 1188-84 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 451986 Г осреестр № 25971-06 |
| 5 | ПС 220/110/10 кВ "Приморская", ОРУ-110 кВ, ОСШ-110 кВ, ОВ-110 кВ | ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 38895; 39022; 38580 Г осреестр № 2793-71 | НКФ-110-83 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 41870; 41831; 41861; 41933; 41830; 41809 Г осреестр № 1188-84 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 452028 Г осреестр № 25971-06 |
| 6 | ПС 220/110/10 кВ "Приморская", КРУН-6 кВ, 2С-6кВ, яч.2, ВЛ 6 кВ №2 | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 2509; 4432 Г осреестр № 2473-00 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9734 Г осреестр № 380-49 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 452030 Г осреестр № 25971-06 |
| 7 | ПС 220/110/10 кВ "Приморская", КРУН-6 кВ, 2С-6кВ, яч.4, ВЛ 6 кВ №4 | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 2677; 8087 Г осреестр № 2473-00 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9734 Г осреестр № 380-49 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 452029 Г осреестр № 25971-06 |
| 8 | ПС 220/110/10 кВ "Приморская", КРУН-6 кВ, 2С-6кВ, яч.6, ВЛ 6 кВ №6 | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 2675; 2512 Г осреестр № 2473-00 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9734 Г осреестр № 380-49 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 452003 Г осреестр № 25971-06 |
| 9 | ПС 220/110/10 кВ "Приморская", КРУН-6 кВ, 2С-6кВ, яч.8, 18Л-Никольская-6 | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № п-228; п-239 Г осреестр № 2473-00 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9734 Г осреестр № 380-49 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 452020 Г осреестр № 25971-06 |
| 10 | ПС 220/110/10 кВ "Приморская", ЩСН-0,4 кВ, ПСН-0,4 кВ, 2СШ-0,4 кВ, п.4с, Мегафон | Т-0,66 У3 кл.т 0,5 Ктт = 30/5 Зав. № 00997; 58790; 27910 Г осреестр № 9504-84 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 105073107 Г осреестр № 27524-04 |
| 11 | ПС 220/110/10 кВ "Приморская", ЩСН-0,4 кВ, ПСН-0,4 кВ, 2СШ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | ТК-120 кл.т 1,0 Ктт = 400/5 Зав. № 60237; 61321; 60802 Г осреестр № 1407-60 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 103071021 Г осреестр № 27524-04 |
| Таблица 3 - Метрологические ха | рактеристики ИК АИИС КУЭ | |||
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
| §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I5 %£I изм< 20 % | % % 0 0 НЧ < м 1 VI % 0 2 I | 1I 0 0 £ IA 1 я з 2 IA 1 2 о ''ч ©х | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 - 9 (Счетчик 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 | |
| 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±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 | |
| 11 (Счетчик 0,2S; ТТ 1) | 1,0 | ±3,4 | ±1,8 | ±1,3 |
| 0,9 | ±4,4 | ±2,2 | ±1,6 | |
| 0,8 | ±5,5 | ±2,8 | ±1,9 | |
| 0,7 | ±6,8 | ±3,4 | ±2,3 | |
| 0,5 | ±10,5 | ±5,3 | ±3,6 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относит ИК при измерении реактивной электри рабочих условиях эксплуатации АИ | гльной погрешности [ческой энергии в ИС КУЭ (§), % | |
| §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I5 %£I изм< 20 % | I20 %£1изм<1 100% | 1I 0 0 £ 1Л 1 я з 2 1Л 1 2 о ''ч ©х | ||
| 1 - 9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | ±6,6 | ±3,8 | ±3,0 |
| 0,8 | ±4,6 | ±2,8 | ±2,3 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±3,0 | ±2,0 | ±1,7 | |
| 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | ±6,4 | ±3,2 | ±2,2 |
| 0,8 | ±4,4 | ±2,3 | ±1,6 | |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | |
| 0,5 | ±2,6 | ±1,5 | ±1,2 | |
| 11 (Счетчик 0,5; ТТ 1) | 0,9 | ±12,4 | ±6,2 | ±4,2 |
| 0,8 | ±8,5 | ±4,3 | ±2,9 | |
| 0,7 | ±6,7 | ±3,4 | ±2,3 | |
| 0,5 | ±4,8 | ±2,5 | ±1,8 | |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 В качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны границы интервала, соответсвующие вероятности 0,95;
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99-Цн до 1,01 -Цн;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2-1н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков -от 18 до 25 °С; ИВК - от 10 до 30 °С;
- частота - (50±0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-Цн1 до 1,1-Цн1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 -1н1 до 1,2-1н1;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8-Цн2 до 1,15-Цн2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -1н2 до 2-1н2;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
6 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;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков 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.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 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. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б-1У1 | 12 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б-ГУ | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 8 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформатор тока | ТК-120 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-83 У1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | EPQS 111.21.18LL | 9 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.08 | 2 |
| Методика поверки | РТ-МП-3536-500-2016 | 1 |
| Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.045.24.ПС-ФО | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-3536-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Приморская. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 29.07.2016 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
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 EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 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.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Приморская. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений RA.RU.311298/120-2016 от 28.07.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Приморская
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».
