| Номер в госреестре | 71900-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ Томская |
| Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ Томская (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
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 иТС(8Ц)результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в ХМЬ 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 (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает три уровня:
- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (далее - ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-измерительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ);
- 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (далее - ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (далее - 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 импульсов телеметрии, число которых
подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).
ИВКЭ состоит из устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325 (Рег. №37288-08), устройства синхронизации системного времени типа УССВ-35HVS, связующих компонентов, автоматизированного рабочего места (далее - АРМ).
ИВКЭ обеспечивает ведение журналов событий, сбор результатов измерений и журналов событий со счетчиков электрической энергии, хранение результатов измерений и журналов событий, передачу результатов измерений на уровень ИВК, синхронизацию шкалы времени часов счетчиков со шкалой времени UTC, приведение результатов измерений к именованным величинам с учетом коэффициентов трансформации, отображение результатов измерений.
В АИИС КУЭ используется информационно-вычислительный комплекс, входящий в состав системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети (Рег. №59086-14).
ИВК осуществляет: сбор, обработку и хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений и журналов событий счетчиков; измерение времени в шкале UTC(SU); синхронизацию часов счетчиков; ведение журналов событий.
ИВК обеспечивает перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, формирование отчетных документов и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» в информационные системы смежных субъектов оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020 в соответствии с требованиями регламентов оптового рынка электроэнергии. Передача результатов измерений в формате XML 80020 заверенных электронно-цифровой подписью осуществляется с АРМ.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных каналов и их состав приведен в таблице 1. Замену измерительных компонентов оформляют в соответствии с МИ 2999-2011.
В АИИС КУЭ выделяется система обеспечения единого времени (СОЕВ), которая работает следующим образом. УССВ в составе ИВКЭ обрабатывает сигналы системы GPS и обеспечивает синхронизацию шкалы времени часов УСПД со шкалой времени UTC при выявлении поправки превышающей ±1 с. УСПД каждые 30 минут посылает в счетчики команду синхронизации часов вне зависимости от величины поправки часов счетчиков относительно часов УСПД.
КУЭ
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов (ИК) и состав первого и второго уровней АИИС
| № ИК | Диспетчерское наименование ИК | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, рег. номер СИ | Фаза, тип (модификация) СИ | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | ||
| 17 | ТХН ТМХ | ТТ | КТ 0,5; Рег. № 51624-12; | А | ТШЛ-СЭЩ-0,66 |
| Ктт=1000/5 | В | ТШЛ-СЭЩ-0,66 | |||
| С | ТШЛ-СЭЩ-0,66 | ||||
| ТН | Не используется | ||||
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Рег. № 31857-11 | АльфаА1800 | |||
| 19 | В УШР-500 | ТТ | КТ 0,2S; Рег. № 35872-07; | А | ТГФ 500-II* |
| Ктт=400/1 | В | ТГФ 500-II* | |||
| С | ТГФ 500-II* | ||||
| ТН | КТ 0,2; Рег. № 15852-06; | А | CPA-550 | ||
| Ктн=(500000^3)/(100^3) | В | CPA-550 | |||
| С | CPA-550 | ||||
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Рег. № 31857-11 | АльфаА1800 | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | ||
| 23 | В-10 АТ-2 | ТТ | КТ 0,5S; Рег. № 47959-16; | А | ТОЛ(ТОЛ-Ю-М-3) |
| Ктт=100/5 | В | ТОЛ(ТОЛ-Ю-М-3) | |||
| С | ТОЛ(ТОЛ-Ю-М-3) | ||||
| ТН | КТ 0,5; Рег. № 46738-11; | А | ЗНОЛ.06 | ||
| Ктн=(10500^3)/(100^3) | В | ЗНОЛ.06 | |||
| С | ЗНОЛ.06 | ||||
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Рег. № 31857-11 | АльфаА1800 | |||
| 24 | В-10 ТСН-2 | ТТ | КТ 0,5S; Рег. № 47959-16; | А | ТОЛ(ТОЛ-Ю-М-3) |
| Ктт=40/5 | В | ТОЛ(ТОЛ-Ю-М-3) | |||
| С | ТОЛ(ТОЛ-Ю-М-3) | ||||
| ТН | КТ 0,5; Рег. № 46738-11; | А | ЗНОЛ.06 | ||
| Ктн=(10500^3)/(100^3) | В | ЗНОЛ.06 | |||
| С | ЗНОЛ.06 | ||||
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Рег. № 31857-11 | АльфаА1800 | |||
| 25 | В-10-2 УШР-500 | ТТ | КТ 0,5; Рег. № 32139-06; | А | ТОЛ-СЭЩ-10 |
| Ктт=300/5 | С | ТОЛ-СЭЩ-10 | |||
| ТН | КТ 0,5; Рег. № 46738-11; | А | ЗНОЛ.06 | ||
| Ктн=(10500^3)/(100^3) | В | ЗНОЛ.06 | |||
| С | ЗНОЛ.06 | ||||
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Рег. № 31857-11 | АльфаА1800 | |||
| 26 | В-10 ТСН-1 | ТТ | КТ 0,5S; Рег. № 47959-16; | А | ТОЛ(ТОЛ-Ю-М-3) |
| Ктт=40/5 | В | ТОЛ(ТОЛ-Ю-М-3) | |||
| С | ТОЛ(ТОЛ-Ю-М-3) | ||||
| ТН | КТ 0,5; Рег. № 46738-11; | А | ЗНОЛ.06 | ||
| Ктн=(10500^3)/(100^3) | В | ЗНОЛ.06 | |||
| С | ЗНОЛ.06 | ||||
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Рег. № 31857-11 | АльфаА1800 | |||
| 27 | В-10-1 УШР-500 | ТТ | КТ 0,5; Рег. № 32139-06; | А | ТОЛ-СЭЩ-10 |
| Ктт=300/5 | С | ТОЛ-СЭЩ-10 | |||
| ТН | КТ 0,5; Рег. № 46738-11; | А | ЗНОЛ.06 | ||
| Ктн=(10500^3)/(100^3) | В | ЗНОЛ.06 | |||
| С | ЗНОЛ.06 | ||||
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Рег. № 31857-11 | АльфаА1800 | |||
| 28 | В-10 АТ-1 | ТТ | КТ 0,5S; Рег. № 47959-16; | А | ТОЛ(ТОЛ-Ю-М-3) |
| Ктт=100/5 | В | ТОЛ(ТОЛ-Ю-М-3) | |||
| С | ТОЛ(ТОЛ-Ю-М-3) | ||||
| ТН | КТ 0,5; Рег. № 46738-11; | А | ЗНОЛ.06 | ||
| Ктн=(10500^3)/(100^3) | В | ЗНОЛ.06 | |||
| С | ЗНОЛ.06 | ||||
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Рег. № 31857-11 | АльфаА1800 | |||
| В состав всех ИК входит УСПД типа АИИС КУЭ | RTU-325 (Рег. №37288-08), образующее второй уровень | ||||
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) СПО АИИС КУЭ ЕНЭС. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 2. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D223ED6393702747769A45DE8E67B57E |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | МБ5для склейки файлов DataServer.exeи DataServer USPD.exe |
приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| I, % от 1ном | Коэффи циент мощности | ИК №17 | ИК №19 | ИК №23, ИК №24, ИК №26, ИК №27 | ИК №25, ИК №28 | ||||||||
| Я A бто % | Я A Ow % | я p Ow % | Я A °то % | Я A Ow % | я p Ow % | Я A °то % | Я A Ow % | я p Ow % | Я A °то % | Я A Ow % | 6wP % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
| 2 | 0,50 | - | - | - | ±1,8 | ±2,0 | ±2,1 | ±4,8 | ±4,8 | ±2,8 | - | - | - |
| 2 | 0,80 | - | - | - | ±1,2 | ±1,4 | ±2,3 | ±2,6 | ±2,7 | ±4,2 | - | - | - |
| 2 | 0,87 | - | - | - | ±1,1 | ±1,3 | ±2,5 | ±2,2 | ±2,4 | ±5,1 | - | - | - |
| 2 | 1,00 | - | - | - | ±0,9 | ±1,2 | - | ±1,6 | ±1,8 | - | - | - | - |
| 5 | 0,50 | ±5,3 | ±5,3 | ±3,0 | ±1,3 | ±1,4 | ±1,9 | ±3,0 | ±3,0 | ±2,3 | ±5,4 | ±5,5 | ±3,1 |
| 5 | 0,80 | ±2,8 | ±2,9 | ±4,6 | ±0,9 | ±1,1 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,8 | ±3,0 | ±2,9 | ±3,0 | ±4,7 |
| 5 | 0,87 | ±2,4 | ±2,5 | ±5,5 | ±0,8 | ±1,1 | ±2,1 | ±1,5 | ±1,6 | ±3,4 | ±2,5 | ±2,6 | ±5,7 |
| 5 | 1,00 | ±1,7 | ±1,7 | - | ±0,6 | ±0,8 | - | ±1,1 | ±1,2 | - | ±1,8 | ±1,9 | - |
| 20 | 0,50 | ±2,6 | ±2,7 | ±2,0 | ±0,9 | ±1,2 | ±1,7 | ±2,2 | ±2,3 | ±1,9 | ±2,9 | ±3,0 | ±2,1 |
| 20 | 0,80 | ±1,4 | ±1,6 | ±2,6 | ±0,6 | ±1,0 | ±1,8 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,8 | ±2,8 |
| 20 | 0,87 | ±1,2 | ±1,4 | ±3,1 | ±0,6 | ±0,9 | ±1,8 | ±1,1 | ±1,3 | ±2,7 | ±1,4 | ±1,6 | ±3,3 |
| 20 | 1,00 | ±0,9 | ±1,0 | - | ±0,5 | ±0,7 | - | ±0,9 | ±1,0 | - | ±1,1 | ±1,2 | - |
| 100, 120 | 0,50 | ±1,8 | ±1,9 | ±1,8 | ±0,9 | ±1,2 | ±1,7 | ±2,2 | ±2,3 | ±1,9 | ±2,2 | ±2,3 | ±1,9 |
| 100, 120 | 0,80 | ±1,0 | ±1,2 | ±2,1 | ±0,6 | ±1,0 | ±1,8 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,4 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,4 |
| 100, 120 | 0,87 | ±0,8 | ±1,1 | ±2,4 | ±0,6 | ±0,9 | ±1,8 | ±1,1 | ±1,3 | ±2,7 | ±1,1 | ±1,3 | ±2,7 |
| 100, 120 | 1,00 | ±0,6 | ±0,8 | - | ±0,5 | ±0,7 | - | ±0,9 | ±1,0 | - | ±0,9 | ±1,0 | - |
Нормальные условия измерений - по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31818.11-2012, ТУ 4228-011-29056091-11
Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с
Ow^-доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности
б-^-доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения
S Р “
oW -доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование | Значение |
| Количество измерительных каналов (ИК) | 8 |
| Период измерений активной и реактивной средней 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 | автоматическое |
| Г лубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК не менее, лет | 3,5 |
| Г лубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток | 90 |
| Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ | автоматическое |
| Температура окружающего воздуха для: | |
| измерительных трансформаторов, °С | от -45 до +40 |
| счетчиков, связующих компонентов, °С | от 0 до +40 |
| оборудования ИВКЭ, °С | от +10 до +35 |
| Частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| Напряжение сети питания, % от U^ | от 90 до 110 |
| Индукция внешнего магнитного поля, не более, мТл | 0,5 |
| Допускаемые значения информативных параметров: | |
| ток, % от ^ом | от 2 до 120 |
| напряжение, % от U^ | от 90 до 110; |
| коэффициент мощности, cos j | 0,5 инд. -1,0 - 0,5 емк. |
наносится на титульный лист формуляра П5000243-440454-039-АКУ.01ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ Томская. Формуляр».
Сведения о комплектности приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность
| Наименование | Тип, модификация | Кол-во, шт. |
| Трансформаторы тока | ТШП-СЭЩ-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТГФ-500-II* | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-М-3 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | СРА-550 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | АльфаА1800 | 8 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 |
| У стройство синхронизации времени | УССВ-35 HVS | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ Томская. Формуляр | П5000243-440454-039- АКУ.01ФО | 1 |
| Наименование | Тип, модификация | Кол-во, шт. |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ Томская. Методика поверки | МП-124^^и.310556-2018 | 1 |
осуществляется по документу МП-124-RA.RU.310556-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ Томская. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 30.03.2018 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- NTP серверы, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени, вторичных эталонов ВЭТ 1-5 или ВЭТ 1-7;
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для счетчиков электрической энергии Альфа А1800 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
- для устройства сбора и передачи данных RTU-325- в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.466.453.005МП утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ Томская».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ Томская
ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
