| Номер в госреестре | 72176-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Тайга" в части ВЛ 110 кВ Тайга - Нойбинская I цепь и ВЛ 110 кВ Тайга - Нойбинская II цепь |
| 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 (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Тайга» в части ВЛ 110 кВ Тайга - Нойбинская I цепь и ВЛ 110 кВ Тайга - Нойбинская II цепь (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики электрической энергии в режиме измерений активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ).
3-й - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС включает в себя центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени, каналообразующую аппаратуру и специальное программное обеспечение (далее - СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя первый, второй и третий уровни АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где происходит передача полученных данных по сетям единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ) (основной канал связи) на третий уровень системы при помощи коммуникационного сервера опроса ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС. При отказе основного канала
связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе спутниковой связи МЗССС по технологии VSAT.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации в базе данных АИИС КУЭ, предоставление информации пользователям, оформление справочных и отчетных документов.
Коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений при помощи СПО АИИС КУЭ ЕНЭС, в формате XML, и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ через сеть передачи данных ПАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную сеть Интернет.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация времени УСПД со спутниковой системой глобального позиционирования обеспечивается по сигналам точного времени, принимаемым УССВ-2. Время УССВ-2 синхронизировано со временем УСПД, синхронизация времени УСПД происходит 1 раз в 30 минут, допустимое рассогласование времени УСПД от времени УССВ-2 ±2 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
В АИИС КУЭ используется СПО АИИС КУЭ ЕНЭС версии не ниже 1.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. СПО АИИС КУЭ ЕНЭС обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами СПО АИИС КУЭ ЕНЭС.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | d233ed6393702747769a45de8e67b57e |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, приведенные в таблице 2.
Уровень защиты СПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Измерительный канал | Измерительные компоненты | Д/ В СС УУ | Вид электроэнергии | Метрологическ ие характеристики ИК | ||||
| о, ме о Н | Диспетчерское наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик | Границы допускаемой основной относительной погрешности, (5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (5) % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 30 | ВЛ 110 кВ Тайга - Нойбинская I цепь | ТВГ-УЭТМ®-110 300/1 Кл.т. 0,2S | НАМИ-110 110000/V3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 | Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 | 2 PQ С С У/ н 5 2 3 - £ н р4 | ,я яа ан нв S S * 1 « £ | ±0,6 ±1,2 | ±2,0 ±1,9 |
| 31 | ВЛ 110 кВ Тайга - Нойбинская II цепь | ТВГ-УЭТМ®-110 300/1 Кл.т. 0,2S | НАМИ-110 110000/V3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 | Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 | |||||||
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК от плюс 15 до плюс 30 °C.
4. 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 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
5. Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 99 до101 |
| - ток, % от !ном | от 5 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности, cosj | 0,87 |
| - температура окружающей среды, °C | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности, cosj | от 0,5 инд. до 0,8, |
| - частота, Гц | емк. |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | от -40 до +40 |
| электросчетчиков, °C | |
| - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °C | от -40 до +60 |
| от +10 до +30 | |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24* |
| УСПД | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики Альфа А1800: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, | |
| не менее | 45 |
| ИВКЭ: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| сутки, не менее | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не | |
| менее | 3,5 |
| Примечание | |
| * - счетчики Альфа А1800 относятся к невосстанавливаемым на месте эксплуатации изделиям, | |
| время восстановления учета электроэнергии зависит от наличия резервного счетчика на складе | |
| и времени его подключения. При наличии резервного счетчика время, необходимое на замену | |
| элемента (демонтаж, монтаж, параметризация) - 24 ч | |
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 журнале событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
В журнале событий УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- выводы измерительных трансформаторов тока;
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Тайга» в части ВЛ 110 кВ Тайга - Нойбинская I цепь и ВЛ 110 кВ Тайга - Нойбинская II цепь типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
| Таблица 4 - Комплектность АИИ | [С КУЭ | ||
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТВГ-УЭТМ®-110 | 52619-13 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-110 | 60353-15 | 6 |
| Счетчик электрической энергии | Альфа A1800 | 31857-11 | 2 |
| УСПД | ЯШ-325Т | 44626-10 | 1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| УССВ | УССВ-2 | 54074-13 | 1 |
| Сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС | - | - | 1 |
| Программное обеспечение | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС | - | 1 |
| Методика поверки | МП 021-2018 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | ФЭМ-18-21.ФО | - | 1 |
осуществляется по документу МП 021-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Тайга» в части ВЛ 110 кВ Тайга - Нойбинская I цепь и ВЛ 110 кВ Тайга - Нойбинская II цепь. Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 28 июня 2018 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 по МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя. Рекомендация»;
- счетчик типа Альфа А1800 - по документу «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному в 2012 г.;
- ЯТи-325Т - по методике поверки «Устройства сбора и передачи данных RTU-325T и RTU-325H. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройство синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;
- ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС - в соответствии с документом МП 59086-14 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 10 ноября 2014 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
«Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Тайга» в части ВЛ 110 кВ Тайга - Нойбинская I цепь и ВЛ 110 кВ Тайга - Нойбинская II цепь», аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Тайга» в части ВЛ 110 кВ Тайга - Нойбинская I цепь и ВЛ 110 кВ Тайга -Нойбинская II цепь
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 | 3 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
