Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Саранская» для энергоснабжения
ООО «Сарансккабель» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчик активной и реактивной электрической энергии (счетчик), 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), радиосервер точного времени и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ Единой национальной электрической сети (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 59086-14), включающий в себя коммуникационный сервер, сервер архивов и сервер баз данных, специализированное программное обеспечение (СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», радиосервер точного времени, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, её передача в Центр сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» уровня ИВК.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчика один раз в 30 мин по проводным линиям связи.
Коммуникационный сервер автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), при отказе основного канала связи - по резервному.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) и передает полученные данные на сервер баз данных. На сервере баз данных информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы.
Один раз в сутки коммуникационный сервер автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений в виде xml-файлов установленного формата и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии и в филиал АО «СО ЕЭС».
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчика, часы УСПД, часы сервера, радиосерверы точного времени (РСТВ). Сравнение показаний часов сервера с РСТВ осуществляется автоматически. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов с РСТВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с (основной способ). Также имеется возможность синхронизации часов УСПД от РСТВ, установленного на ПС Саранская (резервный способ). Сравнение показаний часов УСПД с РСТВ осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов с РСТВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчика с часами УСПД осуществляется 1 раз в 30 мин. Корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний часов счетчика и часов УСПД на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированной информационно-измерительной системы 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 измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом ОРЭ. Метрологически значимая часть СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| 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 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав измерительного канала (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Вид элек- триче- ской энер гии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Устройство синхронизации времени | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | ПС Саранская 220/110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. ЗРУ-6 кВ, яч. 52 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | ZMD402CT41.0467 S2 CU-B4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 22422-07 | ТК16К31 Рег. № 36643-07 | РСТВ-01 Рег. № 40586-09 РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени
30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном, cosj = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчика на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и РСТВ на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 1 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 99 до 101 |
| ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчика, °С | от +10 до +30 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчика: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 48 |
| для УСПД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для РСТВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчика: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
| потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
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 электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: параметрирования;
пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика 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:
счетчике электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТЛ0-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Dialog ZMD | 1 |
| Устройства сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов | ТК16К31 | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Радиосерверы точного времени | РСТВ-01 | 2 |
| Методика поверки | МП ЭПР-161-2019 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНСТ.411711.190.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-161-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Саранская» для энергоснабжения ООО «Сарансккабель». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 16.04.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Саранская» для энергоснабжения ООО «Сарансккабель», свидетельство об аттестации № 184/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Саранская» для энергоснабжения ООО «Сарансккабель»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
75248-19: Методика поверки МП ЭПР-161-2019Скачать12.1 Мб