| Номер в госреестре | 65472-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Волги с использованием элементов АИИС КУЭ №11 ОАО "Саратовская ГЭС" |
| Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Волги с использованием элементов АИИС КУЭ №11 ОАО «Саратовская ГЭС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии типа (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) СИКОН С10, разветвительные коробки RS-485; преобразователи интерфейсов RS-485/ВОЛС «ADAM-4541», контроллеры телесигнализации (далее по тексту - КТС), устройство синхронизации времени типа УСВ-1, коммуникационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации (результаты измерений, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового-рынка электроэнергии (далее по тексту - ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер баз данных; модули «Оперативный сбор 2000» и «Автоматизированный сбор 2000», автоматизированные рабочие места (далее по тексту АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных, который входит в программное обеспечение сервера, и специальное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) ПК «Пирамида 2000».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые 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.
Для ИК, использующих в своем составе ИВКЭ, цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор, накопление, умножение на коэффициенты трансформации, и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК АИИС КУЭ №11 ОАО «Саратовская ГЭС»
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Для ИК, не использующих в своем составе ИВКЭ, данные на уровень ИВК передаются от счетчиков через GSM модем по основному каналу, или по резервному (GSM-сеть другого оператора).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ №11 ОАО «Саратовская ГЭС» автоматически опрашивает (или по запросу пользователя) УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал GSM-связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи GSM другого оператора.
По окончании опроса измеренные значения активной (реактивной) энергии в автоматическом режиме фиксируются в базе данных (далее по тексту - БД) сервера ИВК. В сервере БД ИВК 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.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в виде электронных документов в формате XML (формат 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка), передает его в ПАО «ФСК ЕЭС» - коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по точкам поставки подстанций АИИС КУЭ №11 ОАО «Саратовская ГЭС» в сечении коммерческого учета производится с коммуникационного сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» в виде файла-отчета с результатами измерений, в формате ХМL с использованием ЭЦП в программноаппаратный комплекс Коммерческого оператора оптового рынка электроэнергии и мощности (ПАК КО) 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). Синхронизация часов УСПД выполняется УССВ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и УССВ на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от УССВ на основе GPS приемника, подключенного к серверу с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Синхронизация и коррекция времени сервера ИВК осуществляется также от GPS приемника. Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по каналам GSM-сетей, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Пирамида 2000» (далее по тексту - ПО ПК «Пирамида 2000»). ПК «Пирамида 2000» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Пирамида 2000».
Идентификационные данные ПК «Пирамида 2000», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение | ||||
| Наименование программного обеспечения | Модуль «Доставка данных» (Delivery. exe) | Модуль «Синхронизац ия времени» (TimeSynchro. exe) | Конфигура тор ИКМ (OperS50. exe) | Пирамида 2000 - АРМ (P2kClient. exe) | Оперативный сбор 2000 (Oper.exe) |
| Идентификационное наименование ПО | Программа отправки XML- отчетов | Программа синхронизаци и времени серверу сбора | Программа конфигури рования сервера сбора | Программа формирова ния отчетов | Программа оперативного сбора данных |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 1.0.0.0 | Не ниже 1.0.0.0 | Не ниже 2.0.0.0 | Не ниже 0.9.0.0 | Не ниже 1.4.9.27 |
| Цифровой идентификатор ПО | 04fcc1f93fb 0e701 ed68cdc4ff5 4e970 | a07b45593fe1a a42 5be8853c74c2 9326 | F46c7a9943 da0ebf1 3e450ddebc ab340 | f0655ce38fa c1527a 62a1b34402 303f5 | a882a7539732 f 98fd7a0442d9 2f 042e6 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 | MD5 | MD5 | MD5 | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты - высокий в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ, а также метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4. Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | УСПД | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| АИИС КУЭ №11 ОАО «Саратовская ГЭС» | ||||||
| 1 | СарГЭС, ОРУ -220 кВ, ВЛ - 220 кВ Сенная - 2 | Ш 245 класс точности 0,2S Ктт=2000/1 Зав. № 1687/07; 1684/07; 1686/07 Регистрационный № 15651-06 | СРВ 245 класс точности 0,2 Ктн=220000^3/100^3 Зав. № 1HSE 8730 675; 1HSE 8730 674; 1HSE 8730 676 Регистрационный № 15853-06 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01058791 Регистрационный № 27524-04 | СИКОН С10 зав. № 381, 382 Регистрационный № 21741-03 | активная реактивная |
| 2 | СарГЭС, ОРУ -220 кВ, ВЛ - 220 кВ СарГЭС -Терешка с отп. на ПС Вольская | Ш 245 класс точности 0,2S Ктт=2000/1 Зав. № 1821/07; 1818/07; 1820/07 Регистрационный № 15651-06 | СРВ 245 класс точности 0,2 Ктн=220000^3/100^3 Зав. № 1HSE 8770 631; 1HSE 8770 632; 1HSE 8770 633 Регистрационный № 15853-06 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01058747 Регистрационный № 27524-04 | активная реактивная | |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Основная относительная погрешность ИК, (±J), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±^), % | ||||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2 (ТТ 0,2S; та 0,2; Счетчик 0,2S) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 1,0 | 1,1 | 1,8 | 1,2 | 1,3 | 1,9 |
| 0,05Iн1 < I1 < 0,2I^ | 0,6 | 0,8 | 1,3 | 0,8 | 1,0 | 1,4 | |
| 0,2Iн1 < I1 < I^ | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,7 | 0,8 | 1,1 | |
| Iн1 < I1 < 1,2!и1 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,7 | 0,8 | 1,1 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Метрологические характеристики ИК | |||||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Основная относительная погрешность ИК, (±^), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±^), % | ||
| cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2 | 0,01(0,02)^1 < I1 < | 2,1 | 1,5 | 2,8 | 2,1 |
| 0,05I^ | |||||
| (ТТ 0,2S; та 0,2; Счетчик 0,5) | 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 1,3 | 1,0 | 1,7 | 1,4 |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 0,9 | 0,7 | 1,2 | 1,0 | |
| < I1 < 1,2!и1 | 0,9 | 0,7 | 1,1 | 1,0 | |
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%p и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%;
2. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С;
3. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
4. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
5. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^^ до 1,01 ^н;
- диапазон силы тока - от !н до 1,2^н;
- коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,87(0,5);
- частота - (50±0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
Температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков -от плюс 18 до плюс 25 °С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
6. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9/Цн1 до 1,1^0^; диапазон силы первичного тока - от 0,05 Тщ до 1,2Тщ; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.
Для счетчика электроэнергии СЭТ-4ТМ.03:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^н2 до 1,1 ^н2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Тн2 до 1,2Тн2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такмии же метрологическими характеристиками перечисленных в таблице 2.
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;
- счетчик типа СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД СИКОН С10 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 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 счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - 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 3,5 лет.
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока ТG 245 | 6 |
| Трансформатор напряжения СРВ 245 | 6 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
| УСПД типа СИКОН С10 | 2 |
| Методика поверки МП 206.1-046-2016 | 1 |
| Паспорт-формуляр АУВП.411711.СМС.002.01.ПС-ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-046-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Волги с использованием элементов АИИС КУЭ №11 ОАО «Саратовская ГЭС». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2016 г.
Основные средства 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»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с документом ИЛГШ.411151.124 РЭ1
- для УСПД СИКОН С10 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10. Методика поверки.ВЛСТ 180. 00. 000 И1», утвержденной ВНИИМС 2013 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 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Методика измерений приведена в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Волги с использованием элементов АИИС КУЭ №11 ОАО «Саратовская ГЭС». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/111-2016 от 15.07.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Волги с использованием элементов АИИС КУЭ №11 ОАО «Саратовская ГЭС»
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
