| Номер в госреестре | 75322-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Бобров (Технологическое присоединение "ТК Воронежский") |
| Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Бобров (Технологическое присоединение «ТК Воронежский») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (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) системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии единой национальной (общероссийской) электрической сети (АИИС КУЭ ЕНЭС) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) исполнительного аппарата (ИА) ПАО «ФСК ЕЭС», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
хранение информации по заданным критериям;
доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы 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).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу 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. В сервере БД ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Бобров 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.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU). Синхронизация внутренних часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с источником точного времени более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин. В процессе сбора информации из счетчиков с периодичностью 1 раз в 30 мин, УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии и в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (ПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (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 ПО
| 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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
| Диспетчерское наименование точки учёта | Состав первого и второго уровней ИК | ||||
| № ИК | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | КВЛ 110кВ Бобров - ТК Воронежский | ТОГФ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 61432-15 | НАМИ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60353-15 | A1802RALXQ V-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11 | TK16L.31 Г осреестр № 36643-07 |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена У СПД и УССВ на аналогичное утвержденного типа. 3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| 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)% £ 1 изм< 1 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,8 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интер] ИК при изме рабочих усл< дове] | вала допускаемой относительной погрешности рении реактивной электрической энергии в овиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при рительной вероятности, равной 0,95 | ||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %■, | 5100 %■, | ||
| I1(2)% £ 1 изм< 1 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±2,7 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,8 | ±2,3 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,7 | ±2,1 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,5 | |
Продолжение таблицы 3_
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой)._
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 1 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до101 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды, °С | |
| - ТТ и ТН | от -40 до +50 |
| - счетчиков | от +18 до +25 |
| - УСПД | от +10 до +30 |
| - ИВК | от +10 до +30 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - коэффициент мощности cosj | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +50 |
| температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков,°С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики электроэнергии «Альфа А1800»: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 120 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 15 |
| УСПД: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, сут, не менее | 350 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
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).
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОГФ-110 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALXQV-P4GB-DW-4 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | TK16L.31 | 1 |
| Методика поверки | МП 206.2-101-19 | 1 |
| Формуляр | МВТ-37-18-024-СКУ ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 206.2-101-19 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Бобров (Технологическое присоединение «ТК Воронежский»). Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС 07 марта 2019 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 «Альфа A1800» - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному в 2012 г.
- для УСПД TC16L - по документу «Устройства сбора и передачи данных TC16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки. АВБЛ.468212.041 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2007 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства 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 единства измерений 39937-08;
- термометр стеклянный ТС-7-М1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 1198-12.
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 220 кВ Бобров (Технологическое присоединение «ТК Воронежский»), аттестованной ООО «СтандартЭС», аттестат аккредитации № РОССЖГ.0001.310135 выдан 14.11.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Бобров (Технологическое присоединение «ТК Воронежский»)
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
