Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ «Хандагайты» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 110 кВ «Хандагайты» ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1 -й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту -ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ) на основе радиосервера точного времени типа РСТВ-01, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Сибири (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Сибири) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые
Лист № 2
Всего листов 8 усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между центром сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО 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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит радиосервер точного времени типа РСТВ-01 (Госреестр № 40586-09). Радиосервер точного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 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 ± 1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - 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 - Сведения о программном обеспечении
| Идентификацион ное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационное наименование файла программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» | № 1.00 | D233ED6393702747769 A45DE8E67B57E | ПО АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Хандагайты» | MD5 |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го и 2-го уровней ИК |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | 1Т-10 | ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 10176; 8959 Госреестр № 1276-59 | НАМИ-10 У2 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 447 Госреестр № 51198-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157350 Госреестр № 31857-06 | RTU-325L зав. № 004468 Госреестр № 37288-08 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | 1ТСН | ТК-20 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 10176; 00242; 00277 Госреестр № 1407-60 | - | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01179354 Госреестр № 31857-06 | RTU-325L зав. № 004468 Госреестр № 37288-08 |
| 3 | ф.28-01 п.Солчур | ТВК-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 12117; 12456 Госреестр № 8913-82 | НАМИ-10 У 2 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 447 Госреестр № 51198-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157213 Госреестр № 31857-06 | RTU-325L зав. № 004468 Госреестр № 37288-08 |
| 4 | ф.28-02 п.Саглы | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 12312; 12067 Госреестр № 1856-63 | НАМИ-10 У2 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 447 Госреестр № 51198-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157211 Госреестр № 31857-06 | RTU-325L зав. № 004468 Госреестр № 37288-08 |
| 5 | ф.28-03 п.Хандагайты, Монголия (тамож пункт) | ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 1693; 1705 Госреестр № 1276-59 | НАМИ-10 У2 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 447 Госреестр № 51198-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157210 Госреестр № 31857-06 | RTU-325L зав. № 004468 Госреестр № 37288-08 |
| 6 | ф.28-04 Ретранслятор | ТВК-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 21633; 21694 Госреестр № 8913-82 | НАМИ-10 У2 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 447 Госреестр № 51198-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157252 Госреестр № 31857-06 | RTU-325L зав. № 004468 Госреестр № 37288-08 |
| 7 | ф.28-05 п.Торгалыг п.Чаа-Сур | ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 312; 6923 Госреестр № 1276-59 | НАМИ-10 У 2 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 447 Госреестр № 51198-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157351 Госреестр № 31857-06 | RTU-325L зав. № 004468 Госреестр № 37288-08 |
| 8 | ф.28-06 (КТП Таможня) | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 30/5 Зав. № 23938 Госреестр № 1276-59 ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 30/5 Зав. № 2224 Госреестр № 1276-59 | НАМИ-10 У2 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 447 Госреестр № 51198-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156941 Госреестр № 31857-06 | RTU-325L зав. № 004468 Госреестр № 37288-08 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной п измерении активной электрической э условиях эксплуатации АИИС | огрешности ИК при нергии в рабочих КУЭ (5), % |
| 55 %, | 520 %, | 5100 %, |
| I5 %—I изм<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | I100 %—1изм—1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1, 3 - 8 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,6 | ±1,2 |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 |
| 0,5 | ±5,3 | ±2,8 | ±2,0 |
| 2 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,9 | ±2,2 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,5 | ±1,1 |
| 0,7 | ±3,4 | ±1,8 | ±1,3 |
| 0,5 | ±5,3 | ±2,7 | ±1,9 |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % |
| 55 %, | 520 %, | 5100 %, |
| I5 %—I изм<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | I100 %—!-изм—I120% |
| 1, 3 - 8 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,9 | ±6,2 | ±3,2 | ±2,2 |
| 0,8 | ±4,2 | ±2,2 | ±1,5 |
| 0,7 | ±3,3 | ±1,7 | ±1,2 |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,2 | ±0,9 |
| 2 (Сч. 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | ±6,2 | ±3,1 | ±2,1 |
| 0,8 | ±4,2 | ±2,1 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,3 | ±1,6 | ±1,1 |
| 0,5 | ±2,3 | ±1,2 | ±0,8 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9<1,0 нормируется от 12%;
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
3 Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01 •ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^1н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25 °С; УСПД - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-Uk1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 ^1н1 до 1,2-Ти1;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^ин2 до 1,1 •ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^1н2 до 1,2^1н2;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электроэнергии "Альфа А1800" - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
Лист № 6
Всего листов 8
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 Трансформатор тока проходной с литой изоляцией | ТПЛ-10У3 | 7 |
| 2 Трансформатор тока стационарный | ТК-20 | 3 |
| 3 Трансформатор тока | ТВК-10 | 4 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 |
| 4 Трансформатор тока измерительный | ТВЛМ-10 | 2 |
| 5 Трансформатор тока проходной с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 1 |
| 6 Трансформатор напряжения | НАМИ-10 У 2 | 1 |
| 7 Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 8 |
| 8 Устройство сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов | RTU-325L | 1 |
| 9 Методика поверки | МП 1950/500-2014 | 1 |
| 10 Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.022.01.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1950/500-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ «Хандагайты». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" в октябре 2014 г.
Перечень основных средств 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 методике поверки МП-22030042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- для УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП.», утвержденному 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;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ «Хандагайты».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/112-2014 от 06.10.2014 г.
Лист № 8
Всего листов 8
Нормативные документы
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".
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.
