| Номер в госреестре | 67197-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Псков |
| Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Псков (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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), 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;
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 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 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 ЕНЭС осуществляет опрос уровня ИВКЭ последовательноциклическим 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 программноаппаратный 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 Псков 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.
В состав АИИС КУЭ входит система обеспечения единого времени (СОЕВ), выполняющая законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя радиосервер точного времени типа РСТВ-01 (регистрационный номер 40586-09), сервер БД ИВК, УСПД со встроенным устройством синхронизации системного времени (УССВ), счетчики электрической энергии.
Коррекция часов УСПД выполняется автоматически от встроенного в него УССВ. Корректировка часов УСПД происходит ежесекундно, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, 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.
На ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» установлен радиосервер точного времени типа РСТВ-01. РСТВ-01 расположен в серверной стойке ЦСОД. РСТВ-01 автоматически выполняет контроль времени в ЦСОД, корректировка часов серверов ЦСОД выполняется с погрешностью, не более ±1 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.
Погрешность измерения системного времени 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.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
СПО 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.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
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 | ПС 330 кВ Псков, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Псков-Тарту (Л-358) (контрольный) | AGU-362 кл.т 0,2S Ктт = 2000/1 Г осреестр № 40087-08 ТГФ-330 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 2000/1 Госреестр № 52262-12 | НАМИ-330 кл.т 0,2 Ктн = (330000/V3 )/(100/V3) Госреестр № 60353-15 | ЕА02RAL-B-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-97 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 2 | ПС 330 кВ Псков, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Псков-Тарту (Л-358) | AGU-362 кл.т 0,2S Ктт = 2000/1 Госреестр № 40087-08 ТГФ-330 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 2000/1 Госреестр № 52262-12 | НАМИ-330 кл.т 0,2 Ктн = (330000/V3 )/(100/V3) Госреестр № 60353-15 | ЕА02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-97 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 3 | ПС 330 кВ Псков, РУ-10 кВ, Ввод РАТ-1 10 кВ | ТОЛ-10 III кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Госреестр № 36308-07 | ЗНОЛ-10 III кл.т 0,2 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Госреестр № 33044-06 | ЕА02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-97 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 | ПС 330 кВ Псков, РУ-10 кВ, Ввод РАТ-2 10 кВ | ТОЛ-10 III кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Г осреестр № 36308-07 | ЗНОЛ-10 III кл.т 0,2 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Госреестр № 33044-06 | EA02RAL-P4B -4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-97 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 5 | ПС 330 кВ Псков, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4, Кабель резервного питания СН 1СШ 0,4кВ | Т-0,66 УЗ кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Госреестр № 9504-84 Т-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Госреестр № 22656-07 | - | EA02RAL-P4B -4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-97 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 6 | ПС 330 кВ Псков, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4, Кабель резервного питания СН 2СШ 0,4кВ | Т-0,66 У3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Госреестр № 9504-84 | - | EA02RAL-P4B -4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-97 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| 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, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,8 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 3, 4 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±2,5 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,7 | ±3,1 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,5 | ±4,7 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 5, 6 (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 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интер ИК при изме рабочих усл дове | вала допускаемой относительной погрешности рении реактивной электрической энергии в эвиях эксплуатации АИИС КУЭ (8), %, при рительной вероятности, равной 0,95 | ||
| 81(2)%, | 85 %, | 820 %■, | 8100 %■, | ||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм£Il20% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,3 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±2,4 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 3, 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 0,9 | ±6,2 | ±3,6 | ±2,4 | ±2,3 |
| 0,8 | ±4,4 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,7 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 0,5 | ±2,8 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 5, 6 (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 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 8i(2)%p и 8i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ii%, погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99-Ин до 1,01 -ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • !н до 1,2^н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 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 Тн1 до 1,2^н1;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8•Ин2 до 1,15•Ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^н2 до 2^н2;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 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 ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 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;
- 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).
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.
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | AGU-362 | 3 |
| Трансформатор тока | ТГФ-330 УХЛ1 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 III | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 5 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-330 | 5 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-10 III | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ЕА02RAL-P4B -4 | 5 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ЕА02RAL-B-4 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-4232-500-2017 | 1 |
| Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.РИК.020.10ПФ | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-4232-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Псков. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 22.02.2017 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 ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;
- для УСПД RTU-325 - по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению едниства 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 едниства измерений 39937-08;
- термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
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.
приведены в документе: «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Псков».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Псков
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
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
