Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз 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;
- подготовка данных в ХМЬ формате для их передачи по электронной почте внешним организациям,
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает три уровня:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (далее - ИИК
ТИ);
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ);
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (далее - ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (далее - ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования импульсов телеметрии, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).
ИВКЭ состоит из устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа ЭКОМ-3000 (Рег. №17049-14), связующих компонентов и автоматизированного рабочего места (далее -АРМ).
ИВКЭ обеспечивает ведение журналов событий, сбор результатов измерений и журналов событий со счетчиков электрической энергии, хранение результатов измерений и журналов событий, передачу результатов измерений на уровень ИВК, синхронизацию шкалы времени часов счетчиков со шкалой времени UTC (SU), приведение результатов измерений к именованным величинам с учетом коэффициентов трансформации, отображение результатов измерений.
В АИИС КУЭ используется информационно-вычислительный комплекс, входящий в состав системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети.
ИВК осуществляет: сбор, обработку и хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений и журналов событий счетчиков; измерение времени в шкале UTC(SU); синхронизацию часов счетчиков; ведение журналов событий.
ИВК обеспечивает перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, формирование отчетных документов и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» в информационные системы смежных субъектов оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020 в соответствии с требованиями регламентов оптового рынка электроэнергии. Передача результатов измерений в формате XML 80020 заверенных электронно-цифровой подписью осуществляется с АРМ.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень ИК и их состав приведен в таблице 1. Замену измерительных компонентов оформляют в соответствии с МИ 2999-2018.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе с национальной шкалой времени UTC (SU) в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ), в качестве которого используется радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (Рег. №40586-12). УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при расхождения часов сервера со шкалой УССВ более чем на ± 1 с. 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 оптоволоконной связи или по сети Ethernet. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Перечень ИК и измерительных компонентов в составе ИИК ТИ приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень ИК и измерительных компонентов в составе ИИК ТИ
| №ИК | Диспетчерское наименование ИК | Состав первого уровня АИИС КУЭ |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Исконная | ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2 Ктр=1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. №52619-13 | НДКМ-220 УХЛ1 Ктр=(220000^3)/ (100/V3) Кл. т. 0,2 Рег. №60542-15 | Альфа А1800 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 2 | ВЛ 110 кВ Исконная - Лимбя-Яха1 цепь | ТВ-110 УХЛ3 Ктр=500/1 Кл. т. 0,2S Рег. №60746-15 | НДКМ-110 УХЛ1 Ктр=(110000^3)/ (100/V3) Кл. т. 0,2 Рег. №60542-15 | Альфа А1800 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 3 | ВЛ 110 кВ Исконная - Лимбя-Яха II цепь | ТВ-110 УХЛ3 Ктр=500/1 Кл. т. 0,2S Рег. №60746-15 | НДКМ-110 УХЛ1 Ктр=(110000^3)/ (100/V3) Кл. т. 0,2 Рег. №60542-15 | Альфа А1800 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 4 | КТПН 35/0,4 кВ, Фидер №1 на стороне 0,4 кВ | KS 50-02 Ктр=200/5 Кл. т. 0,5S Рег. №71711-18 | Не используется | Альфа А1800 кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 |
| 5 | КТПН 35/0,4 кВ, Фидер №2 на стороне 0,4 кВ | KS 50-02 Ктр=100/5 Кл. т. 0,5S Рег. №71711-18 | Не используется | Альфа А1800 кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 |
| 6 | КТПН 35/0,4 кВ, Фидер №3 на стороне 0,4 кВ | KS 50-02 Ктр=100/5 Кл. т. 0,5S Рег. №71711-18 | Не используется | Альфа А1800 кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 |
| 7 | ЩСН 0,4 кВ, Хоз. нужды на стороне 0,4 кВ (Н+01) | ТШП-0,66 Ктр=200/5 Кл. т. 0,5S Рег. №64182-16 | Не используется | Альфа А1800 кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 |
| 8 | ЩСН 0,4 кВ, Хоз. нужды на стороне 0,4 кВ (Н+07) | ТШП-0,66 Ктр=200/5 Кл. т. 0,5S Рег. №64182-16 | Не используется | Альфа А1800 кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 |
| УСПД ЭКОМ-3000 (Рег. №17049-14) входит в состав всех ИК |
| Примечание: допускается замена измерительных компонентов на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже чем у перечисленных |
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 2.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 -Идентификационные признаки ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | d223ed6393702747769a45de8e67b57e |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 для склейки файлов DataServer.exeи DataServer USPD.exe |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | ИК № 1, 2, 3 | ИК № 4, 5, 6, 7, 8 |
| 5woA, % | 5wA, % | 5wp, % | 5woA, % | 5wA, % | 5wp, % |
| 2 | 0,50 | ±1,8 | ±2,0 | ±2,1 | ±4,7 | ±4,9 | ±3,7 |
| 2 | 0,80 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,3 | ±2,6 | ±3,0 | ±4,7 |
| 2 | 0,87 | ±1,1 | ±1,3 | ±2,5 | ±2,3 | ±2,8 | ±5,5 |
| 2 | 1,00 | ±0,9 | ±1,2 | - | ±1,8 | ±2,3 | - |
| 5 | 0,50 | ±1,3 | ±1,4 | ±1,9 | ±2,8 | ±3,2 | ±3,3 |
| 5 | 0,80 | ±0,9 | ±1,1 | ±2,1 | ±1,7 | ±2,3 | ±3,8 |
| 5 | 0,87 | ±0,8 | ±1,1 | ±2,1 | ±1,6 | ±2,2 | ±4,1 |
| 5 | 1,00 | ±0,6 | ±0,8 | - | ±1,0 | ±1,4 | - |
| 20 | 0,50 | ±0,9 | ±1,2 | ±1,7 | ±1,9 | ±2,4 | ±3,0 |
| 20 | 0,80 | ±0,6 | ±1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±1,8 | ±3,2 |
| 20 | 0,87 | ±0,6 | ±0,9 | ±1,8 | ±1,0 | ±1,8 | ±3,4 |
| 20 | 1,00 | ±0,5 | ±0,7 | - | ±0,8 | ±1,3 | - |
| 100, 120 | 0,50 | ±0,9 | ±1,2 | ±1,7 | ±1,9 | ±2,4 | ±3,0 |
| 100, 120 | 0,80 | ±0,6 | ±1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±1,8 | ±3,2 |
| 100, 120 | 0,87 | ±0,6 | ±0,9 | ±1,8 | ±1,0 | ±1,8 | ±3,4 |
| 100, 120 | 1,00 | ±0,5 | ±0,7 | - | ±0,8 | ±1,3 | - |
| Пределы допускаемых значений поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU) ± 5 с |
| Нормальные условия измерений - по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31818.11-2012, ТУ 4228011-29056091-11 8WoA - доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении активной электрической энергии при вероятности Р=0,95; 5wA - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95; 5WP- доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95. |
Таблица 4 - Технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование | Значение |
| Количество измерительных каналов (ИК) | 8 |
| Период измерений электрической энергии, минут | 30 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое |
| Формирование базы данных с результатами измерений | автоматическое |
| Г лубина хранения результатов измерений в ИВК не менее, лет | 3,5 |
| Г лубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток | 90 |
| Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ | автоматическое |
| Рабочие условия измерений: | |
| температура для измерительных трансформаторов, °С | от -45 до +40 |
| температура для счетчиков, связующих компонентов, °С | от 0 до +40 |
| температура для оборудования ИВКЭ, °С | от +10 до +35 |
| частота питающей сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| напряжение питающей сети, % от U^ | от 90 до 110 |
| Допускаемые значения неинформативных параметров: | |
| ток, % От 1ном | от 2 до 120 |
| напряжение, % от U^ | от 90 до 110; |
| коэффициент мощности, cosj | 0,5инд.-1,0-0,5емк. |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра 3891-ИОС.ТР.АИИСКУЭ.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная. Формуляр».
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт. |
| Трансформаторы тока | ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТВ-110 УХЛ3 | 6 |
| Трансформаторы тока | KS 50-02 | 9 |
| Трансформаторы тока | ТШП-0,66 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НДКМ-220 УХЛ1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НДКМ-110 УХЛ1 | 6 |
| Устройствосбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Счетчик электрической энергии | А1800 | 8 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная. Формуляр | 3891- ИОС.ТР.АИИСКУЭ.ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная. Методика поверки | МП- 162-RA.RU.310556-2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-162-RA.RU.310556-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 14 ноября 2018 г.
Основные средства поверки:
- NTP серверы, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени, вторичных эталонов ВЭТ 1-5, ВЭТ 1-7 или ВЭТ 1-19;
- для параметров вторичных цепей - в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для счетчиков электрической энергии Альфа А1800 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
- для устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000- в соответствии с методикой поверки ПБКМ.421459.007 МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2014 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная. Свидетельство об аттестации методики измерений №398-RA.RU.311735-2018 от «14» ноября 2018г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная
ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
73706-18: Методика поверки МП-162-RA .RU.310556-2018Скачать3.4 Мб