Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ "Великорецкая". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ "Великорецкая"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

-    периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

-    хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;

-    обеспечение ежесуточного резервирования базы 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;

-    передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической энергии (далее внешним организациям);

-    передача результатов измерений по электронной почте в формате XML 1.0 по программно-задаваемым адресам;

-    предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2 уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УССВ-35ИУБ (GPS), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ) и программное обеспечение.

3-й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя Центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) ИА ПАО «ФСК ЕЭС», состоящий из сервера коммуникационного, сервера архивов и сервера баз данных; УССВ, автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе персонального компьютера, каналообразующую аппаратуру, средства связи и передачи данных и технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» используется программное обеспечение (далее - ПО) «АИИС КУЭ ЕНЭС».

Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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 электрической энергии поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Для информационного обмена между счетчиками электрической энергии и УСПД используется выделенный канал передачи данных, организованный посредством интерфейса RS-485. Передача данных от счетчиков электрической энергии осуществляется по запросам, сформированных в УСПД. Для информационного обмена между УСПД и АРМ используется выделенный канал передачи данных, организованный посредством интерфейса Ethernet, между УСПД и GSM- модемом посредством интерфейса RS-232. В качестве основного канала связи используется ВОЛС (передача данных в ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС»), в качестве резервного - телефонная сеть. Телефонная сеть используется при отсутствии ВОЛС.

Из ИВКЭ по запросу коммуникационного сервера информационно - измертельного комплекса (ИВК) данные по каналам связи передаются на сервер ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» с установленным на нем программным обеспечением.

ИВК включает в себя ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД АИИС КУЭ МЭС Северо-Запада, а также устройства синхронизации времени в каждом ЦСОД, аппаратуру приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации и специализированное программное обеспечение (СПО) «Метроскоп».

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ-35HVS (GPS), на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не более ± 1 с. Часы счетчиков электрической энергии 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. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электрической энергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Программное обеспечение «АИИС КУЭ ЕНЭС» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображения, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные ПО «АИИС КУЭ ЕНЭС», установленного в ИВК указаны в таблице 2.

Таблица 2

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АИИС КУЭ ЕНЭС»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3.1.0

Цифровой идентификатор ПО

B45A806C89B31900EBC38F962EC67813

DEB05041E40F7EA8AA505683D781295F

Другие идентификационные данные

DataServer.exe, DataServer USPD

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Высокий» по Р50 2.077-2014

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

к

а

о

К

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид

электричес

кой

энергии

Метроло

характе

И

гические

зистики

К

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Оборудован

ие

ИВК

(3-й

уровень)

Основн

ая

погреш

ность,

%

Погреш ность в рабочих условия

х, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 330/110/10 кВ « Великорецкая»

1

Л. Моглинская 1 ВЛ 110 кВ Великорецкая -Моглино I цепь ИК №PIK 19

ТОГФ -110 III К л . т. 0,2S 500/1 № 568 № 571 № 573

VCU 123 Кл. т. 0,2 110:V3/0,1:V3 № 24200343 № 24200344 № 24200345

A1802RALXQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 № 01219677

RTU-325 № 000646

ЦСОД ИА ПАО « ФСК

ЕЭС»; УССВ; Аппаратура приема -передачи данных; технические средства для организации локальной вычислител ьной сети; ПО «АИИС КУЭ ЕНЭС»

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,5

2

Л. Моглинская 2 ВЛ 110 кВ Великорецкая -Моглино II цепь ИК №PIK 20

ТОГФ -110 III К л. т. 0,2S 500/1 № 569 № 570 № 572

VCU 123 Кл. т. 0,2 110:V3/0,1:V3 № 24200346 № 24200348 № 24200347

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 № 01219686

RTU-325 № 000646

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,5

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

-    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

-    для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    температура окружающего воздуха:

- от минус 40 до плюс 65 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

-    для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии для ИК № 1 - 2 от 0 до плюс 40 °C.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счётчик электрической энерги A1802RALХQ-Р4GB-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД RXU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электрической энергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика электрической энергии:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике электрической энергии;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике электрической энергии и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком электрической энергии; Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счётчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    счетчика электрической энергии;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания -не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому каналу и электрической энергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество,

шт.

Трансформатор тока

ТОГФ -110 III

44640-10

6

Трансформатор напряжения

VCU 123

53610-13

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802RALXQ-

Р4GB-DW-4

31857-06

2

Устройство сбора и передачи данных

RTU325-E1-512-M3-

B8-Q-I2-G

37288-08

1

Программное обеспечение

ПО «АИИС КУЭ ЕНЭС»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 62056-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2015 г.

Перечень основных средств 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 МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков электрической энергии A1802RALXQ-P4GB-DW-4 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-    УСПД RTO-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств 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;

-    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%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая»

1    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

3    ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Развернуть полное описание