Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ "Северная". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ "Северная"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1915 п. 15 от 01.12.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Северная» (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 500 кВ «Северная» 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), 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» - Урала (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - Урала) 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 9 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.

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).

Далее информация поступает через коммуникационный сервер опроса в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» и дублируется на сервере филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -Урала, где установлен ИВК «АльфаЦЕНТР». 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.

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» - Урала 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 ХМЦ 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 500 кВ «Северная»

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

ВЛ 220 кВ Космос -Северная 1

TG 245 кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Зав. № 2219/08; 2222/08; 2218/08 Госреестр № 15651-06

VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/( 100/^3) Зав. № 24500306; 24500308; 24500311 Госреестр № 37847-08

СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 811101968 Госреестр № 36697-08

ЭКОМ-3000 зав. № 01134500 Госреестр № 17049-09

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

2

ВЛ 220 кВ Космос -Северная 2

TG 245 кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Зав. № 2221/08; 2220/08; 2217/08 Госреестр № 15651-06

VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/\3)/( 100/\3) Зав. № 24500307; 24500309; 24500310 Госреестр № 37847-08

СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 811101849 Госреестр № 36697-08

ЭКОМ-3000 зав. № 01134500 Госреестр № 17049-09

3

ОВГ 220 кВ

AGU-245

кл.т 0,2S Ктт = 2000/5 Зав. № 11700265; 11700257; 11700263 Госреестр № 37848-08

VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/\3)/( 100/\3) Зав. № 24500306; 24500308; 24500311 Госреестр № 37847-08

EA02RAL-P4B-4 W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01174499 Госреестр № 16666-07

ЭКОМ-3000 зав. № 01134500 Госреестр № 17049-09

4

ВЛ 220 кВ Северная -Яйвинская ГРЭС I цепь

TG245 кл.т 0,2S Ктт = 2000/5 Зав. № 00208; 00209; 00210 Госреестр № 30489-05

VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/\3)/( 100/\3) Зав. № 24500306; 24500308; 24500311 Госреестр № 37847-08

СЭТ-4ТМ.02.2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 7030114 Госреестр № 20175-01

ЭКОМ-3000 зав. № 01134500 Госреестр № 17049-09

5

ВЛ 220 кВ Северная -Яйвинская ГРЭС II цепь

AGU-245

кл.т 0,2S Ктт = 2000/5 Зав. № 11700258; 11700266; 11700272 Госреестр № 37848-08

VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/\3)/( 100/\3) Зав. № 24500307; 24500309; 24500310 Госреестр № 37847-08

СЭТ-4ТМ.02.0 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 2014170 Госреестр № 20175-01

ЭКОМ-3000 зав. № 01134500 Госреестр № 17049-09

6

ВЛ 220 кВ Северная -Яйвинская ГРЭС III цепь

TG245 кл.т 0,2S Ктт = 2000/5 Зав. № 394; 395; 396 Госреестр № 30489-09

VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/\3)/( 100/\3) Зав. № 24500306; 24500308; 24500311 Госреестр № 37847-08

СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 802113288 Госреестр № 36697-08

ЭКОМ-3000 зав. № 01134500 Госреестр № 17049-09

7

ВЛ 220 кВ Северная -Яйвинская ГРЭС IV цепь

TG245 кл.т 0,2S Ктт = 2000/5 Зав. № 397; 398; 399 Госреестр № 30489-09

VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/\3)/( 100/\3) Зав. № 24500307; 24500309; 24500310 Госреестр № 37847-08

СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 802113315 Госреестр № 36697-08

ЭКОМ-3000 зав. № 01134500 Госреестр № 17049-09

8

ВЛ-500 кВ Пермская ГРЭС - Северная

AGU-525

кл.т 0,2S

Ктт = 2000/1 Зав. № 12100071, 12100068; 12100072, 12100069; 12100073, 12100070 Госреестр № 37848-08

DFK 525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/\3)/(100/\3) Зав. № 0817286/6; 0817286/5; 0817286/4 Госреестр № 23743-02

СЭТ-4ТМ.02.0 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 07010043 Госреестр № 20175-01

ЭКОМ-3000 зав. № 01134500 Госреестр № 17049-09

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% — I изм< I 5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1

2

3

4

5

6

1, 2, (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

3 - 8 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

±1,2

±0,8

±0,7

±0,7

0,9

±1,3

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,4

±1,0

±0,8

±0,8

0,7

±1,6

±1,1

±0,9

±0,9

0,5

±2,1

±1,4

±1,1

±1,1

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% — I изм< I 5 %

I5 %— I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1

2

3

4

5

6

1, 2, (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

3 - 8 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,9

±2,3

±1,3

±1,0

±1,0

0,8

±1,6

±0,9

±0,7

±0,7

0,7

±1,3

±0,8

±0,6

±0,6

0,5

±1,1

±0,6

±0,5

±0,5

Примечания:

1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, 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 1,2-1и;

- 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:

Лист № 6

Всего листов 9

- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^Uh1 до 1,1-Un1; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ын1 до 1,2-Хн1;

- 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 СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;

- счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75 000 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

TG 245

6

2 Трансформатор тока

AGU-245

6

3 Трансформатор тока

TG245

9

4 Трансформатор тока

AGU-525

3

5 Трансформатор напряжения емкостной

VCU-245

6

6 Трансформатор напряжения емкостной

DFK 525

3

7 Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

4

8 Счетчик электрической энергии многофункциональный

EA02RAL-P4B-4 W

1

9 Счетчик активной и реактивной энергии переменного тока статический многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02.2

1

10 Счетчик активной и реактивной энергии переменного тока статический многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02.0

2

11 Устройство сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов

ЭКОМ-3000

1

12 Методика поверки

МП 1952/500-2014

1

13 Паспорт - формуляр

АУВП.411711.ФСК.034.12.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1952/500-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Северная». 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 СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации, согласованной с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ в 2001 г.;

- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

- для счетчиков электроэнергии ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;

- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой "ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000.    Методика    поверки.

ПБКМ.421459.003 МП", утвержденной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в мае 2009 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 500 кВ «Северная».

Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/110-2014 от 01.10.2014 г.

Нормативные документы

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

Лист № 9

Всего листов 9

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.

Развернуть полное описание