| Номер в госреестре | 91398-24 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Тайга |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания - Россети" (ПАО "Россети"), г. Москва |
| Год регистрации | 2024 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Тайга (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 распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие 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 устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и сервер баз данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ ИВК), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС, ПМЭС, 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 кабельным 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.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по линиям связи.
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных 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 оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронноцифровой подписи.
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. УССВ ИВК, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC (SU) более чем на 2 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Нанесение заводского номера на конструкцию средство измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 1. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений,
а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах,
предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.0.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | DataServer.exe, DataServer_USPD.exe |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав измерительных каналов АИИС КУЭ | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД | УССВ ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ВЛ 220 кВ Тайга -Раздолинская I цепь (ВЛ 220 кВ Амикан -Тайга) | ТВГ-УЭТМ® кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 52619-13 | НДКМ кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 60542-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | RTU-325T рег. № 44626-10 | СТВ-01 рег. № 49933-12 |
Продолжение таблицы 2
| 2 | КВЛ 110 кВ Тайга -БИО-4 I цепь с отпайкой на ПС Видная | ТВГ-УЭТМ® кл.т. 0,2S Ктт = 400/1 рег. № 52619-13 | НДКМ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60542-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | RTU-325T рег. № 44626-10 | СТВ-01 рег. № 49933-12 |
| 3 | КВЛ 110 кВ Тайга -БИО-4 II цепь с отпайкой на ПС Видная | ТВГ-УЭТМ® кл.т. 0,2S Ктт = 400/1 рег. № 52619-13 | НДКМ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60542-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
| 4 | ВЛ 110 кВ Тайга -Викторовское I цепь | ТВГ-УЭТМ® кл.т. 0,2S Ктт = 200/1 рег. № 52619-13 | НДКМ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60542-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
| 5 | ВЛ 110 кВ Тайга -Викторовское II цепь | ТВГ-УЭТМ® кл.т. 0,2S Ктт = 200/1 рег. № 52619-13 | НДКМ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60542-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
| 6 | ВЛ 110 кВ Тайга -Благодатнинская I цепь | ТВГ-УЭТМ® кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 рег. № 52619-13 | НДКМ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60542-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | ВЛ 110 кВ Тайга -Благодатнинская II цепь | ТВГ-УЭТМ® кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 рег. № 52619-13 | НДКМ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60542-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | RTU-325T рег. № 44626-10 | СТВ-01 рег. № 49933-12 |
| 8 | ВЛ 110кВ Тайга -Высокое I цепь с отпайкой на ПС Нойбинская | ТВГ-УЭТМ® кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 рег. № 52619-13 | НАМИ-110 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
| 9 | ВЛ 110кВ Тайга -Высокое II цепь с отпайкой на ПС Нойбинская | ТВГ-УЭТМ® кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 рег. № 52619-13 | НАМИ-110 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
Примечания
1. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cosф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 Уо^измСш0/» | I100 ‘’Хо^изм^^0/» | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1-9 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,0 | 0,6 | 0,5 | 0,5 |
| 0,8 | 1,1 | 0,8 | 0,6 | 0,6 | |
| 0,5 | 1,8 | 1,3 | 0,9 | 0,9 | |
| Номер ИК | cosф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| 12% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 Уо^измСш0/» | I100 %<Iизм<I120% | ||
| 1-9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,8 | 1,8 | 1,4 | 1,0 | 1,0 |
| 0,5 | 1,5 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | |
| Номер ИК | cosф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 Уо^измСш0/» | I100 %<Iизм<I120% | ||
| 1-9 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,2 | 0,8 | 0,8 | 0,8 |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | |
| 0,5 | 2,0 | 1,4 | 1,2 | 1,1 | |
| Номер ИК | cosф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 Уо^измСш0/» | I100 %<Iизм<I120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1-9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,8 | 2,3 | 2,0 | 1,8 | 1,8 |
| 0,5 | 2,0 | 1,6 | 1,5 | 1,5 | |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов
АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Д), с
Примечания
1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p и §2%q для cos9<1,0 нормируются от I2%.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 9 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom | от 99 до 101 |
| - ток, % От Ihom | от 1(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии ГОСТ 31819.22-2012 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии ТУ 4228-011-29056091-11 | от +21 до +25 |
| Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % От Uhom | от 90 до 110 |
| - ток, % От Ihom | от 1(5) до 120 |
| - коэффициент мощности, не менее | 0,5 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН | от -40 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +65 |
| - для УСПД | от +10 до +30 |
| - для сервера, УССВ | от +18 до +24 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД RTU-325T: - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 10000 |
| Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее | 45 |
| при отключенном питании, лет, не менее | 3 |
| ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
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).
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТВГ-УЭТМ® | 27 |
| Трансформатор напряжения | НДКМ | 21 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | Альфа А1800 | 9 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325T | 1 |
| Комплекс измерительно-вычислительный | СТВ-01 | 1 |
| Формуляр | 884989-2021-024-АКУ.2.ФО | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Тайга». Методика измерений аттестована ООО «Энергокомплекс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312235.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 16.09.2024 |
