Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока ПС 220 кВ "Гидролизная

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55493-13
Производитель / заявитель: ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока ПС 220 кВ "Гидролизная поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55493-13: Описание типа СИ Скачать 110.5 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55493-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока ПС 220 кВ "Гидролизная
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 55493-13
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1323 п. 22 от 11.11.2013
Производитель / Заявитель

ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ «Гидролизная» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии) и 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД RTU - 325L, Госреестр № 37288-08, зав. № 004479), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее БД), обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос цифровых счетчиков. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных. Данные из УСПД RTU 325L поступают на уровень ИВК АИИС КУЭ в ЦСОД исполнительного аппарата (ИА) ОАО «ФСК ЕЭС», г. Москва для последующего хранения и передачи.

Далее, данные с уровня АИИС КУЭ в ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» по цифровым каналом связи (на участке «подстанция - ИА ОАО «ФСК ЕЭС» каналы связи организованы посредством малых земных станций спутниковой связи (МЗССС) и на участке «ИА ОАО «ФСК ЕЭС» - ИВК МЭС Востока» - с использованием единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ) поступают в базу данных сервера уровня ИВК МЭС Востока, где происходит хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации смежным субъектам и иным заинтересованным организациям путем формирования файлов формата XML80020.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию времени в АИИС КУЭ. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени УССВ -35HVS (далее - УССВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с УССВ. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Специализированное программное обеспечение АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) -далее СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп), имеет структуру автономного программного обеспечения. ПО обладает идентификационными признаками, приведенными в таблице 1.

Таблица 1. И

дентификационные данные программного обеспечения (далее - ПО)

Наимено

вание

программ-

много

обеспече

ния

Идентификацион ное наименование программного обеспечения

Наимено

вание

файла

Номер

версии

(идентифик

ационный

номер)

программно

го

обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифика

тора

программ-

много

обеспечения

СПО (АИИС КУЭ)ЕНЭС (Метроскоп)

СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп)

DataServer.

exe,

DataServer

USPD.exe

1.00

D233ED6393702747769A

45DE8E67B57E

MD5

•    Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

•    Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Таблица 2. Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК.

Метрологические характеристики

Состав 1-го уровня

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5) %

е

и

ан

в

о

н

е

е

ий

S

РЭ

о к

CD

Основная относительная погрешность ИК, (±5) %

и

и

г

р

е

н

э

д

и

В

т

е

ч

у

а

К

И

а

е

м

о

К

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ

Заводской

номер

ри

е

мел

зв

Обозначение, тип

я 9

аб К о

и

а

Я

со8 ф = 0,87 sin ф = 0,5

tos ф = 0,5 sin ф = 0,87

1

2

3

4

5

6

7

8

9

9

А

Т0Л-СЭЩ-35-01

00353-11

Кт=0^ Ктт=600/5 № 40086-08

Т

Т

Т0Л-СЭЩ-35-01

В

00382-11

а

С

ТОЛ-СЭЩ-35-01

00381-11

А

100820854

JDZX9-35R

B

JDZX9-35R

100820850

н

в

и

кти

ТС

В

к

5

3

д

о

в

В

2,2

5,1

2.3

1.3

C

активная

реактивная

JDZX9-35R

100820851

ка

ае

яр

ия

ги

ер

не

Эн

Э

А

JDZX9-35R

100820849

B

JDZX9-35R

100820853

C

JDZX9-35R

100820852

Кт=0,5 Ктн=35000:У3/ 100: V3 № 49919-12

Кт=0,5 Ктн=35000:У3/ 100: V3 № 49919-12

Кт=0^/0,5 Ксч=1 № 31857-06

A1802-RAL-P4GB-

DW-4

тек

чи

С

01210416

Продолжение таблицы 2

Счетч

ик

Счетч

ик

ТН 2 СШ

ТН 1 СШ

ТН 2 СШ

ТН 1 СШ

ТТ

ТТ

я

н

н- *

° Д1

о § о

ю*

4-

$

н

2

ю*

U)

О

II

п

О

О

00

00

LAi

as

1

о

W1

о

LA)

LAi

СЯ

О

О

00

as

2

II

о

К)

С/5

lyt

н

а

II

U)

L/1

о

н

а

н

а

II

OJ

4У1

о

ю*

о

о

н 7s н н

$

о

о

OJ

<о-° w о ^

OJ

00    § о

CTn    § U

X.    < оо

S    4У1 00

©

^L_

U)

40

I oj о

I U) о

о

as

ю

ьо

Is)

U)

OJ

dd

dd

dd

dd

dd

dd

00

о

Is)

00

О

Ю

H

0

t=i

1

0

и

в

1

U)

LAi

ч

0

t=l

1

0 и

в

1

U)

LAI

H

0

t=i

1

0

(J

в

1

U)

LAI

H

0

t=l

1

0

(J

в

1

U)

LAI

0

N

X

ю

1

u>

0

N

X

40

1

u>

0

N

X

40

1

U)

LAi

0

N

X

40

1

u>

LAi

%z

Гх Г

fx r

►d

g

►d

g

О

о

U)

о

о

о

U)

U)

00

О

о

U)

00

о

о

о

U)

LAi

00

о

о

00

ю

о

00

LAi

Ю

О

о

00

ю

о

00

LAi

о

о

00

ю

о

00

LAi

Ю

О

о

00

ю

о

00

LAi

Ю

О

4-

U)

00

ю

о

4-

U)

42000

28000

Os

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

чз

CD Р

В 3

43

CD Р Р Я

S

со

а

s

со

а

L/t К) "н- К)

LAi К) "н- К)

3 н § i?

Н- К)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

9

^=0,5S

А

ТОЛ-СЭЩ-35-01

00386-11

H

H

Ктт=400/5

В

ТОЛ-СЭЩ-35-01

00378-11

<N

е

PQ

«

i/i

го

4

PQ

№ 40086-08

С

ТОЛ-СЭЩ-35-01

00385-11

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

ж a

p ^

Кт=0,5 Ктн=6000:У3/ 100: V3 № 3344-04

А

JDZX9-35R

100820854

B

JDZX9-35R

100820850

C

JDZX9-35R

100820851

28000

активная

2,2

2,3

ж a

P u

<N

Кт=0,5

А

JDZX9-35R

100820849

реактивная

5,1

1,3

Ктн=35000:У3/

B

JDZX9-35R

100820853

100: V3 № 49919-12

C

JDZX9-35R

100820852

F

H ку

f s и

Кт=0^/0,5 Ксч=1 № 31857-06

A1802-RAL-P4GB-

DW-4

01210434

Примечания:

1.    1. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 ^тф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10С до 30С .

2.    Нормальные условия:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

-    параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosф фпф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ - от 15 °С до 35 °С;ТН- от 10°С до 35 °С; счетчиков: в части активной энергии (23±2) С, в части реактивной энергии (20±2) С; УСПД - от 15 С до 25 С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

3.    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф (sinф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 30°С до 35°С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.3

Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф фпф) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от минус 40°С до 65°С;

-    относительная влажность воздуха (40-60) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от 15°С до 30°С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ КУЭ) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ «Гидролизная» как его неотъемлемая часть.

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 - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 -не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

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:

У попытка несанкционированного доступа;

У факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

У изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

У отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

У перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: У счетчика;

У промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

У испытательной коробки;

УСПД;

У ИВК.

-    наличие защиты на программном уровне:

У пароль на счетчике;

У пароль на УСПД;

У пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;

у ивк.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована);

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не менее 35 суток;

-    ИВКЭ - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ «Гидролизная» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ «Гидролизная» представлена в таблице 3.

Наименование (обозначение) изделия

Кол. (шт)

Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-35-01

12

Трансформаторы напряжения емкостные JDZX9-35R

6

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный Альфа А1800

4

Устройство сбора и передачи данных RTU-325L

1

Методика поверки

1

Формуляр

1

Инструкция по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 55493-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Востока ПС 220 кВ «Гидролизная». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2013 года.

Перечень основных средств 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 19 мая 2006 г. и по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе ТДВ.002.02.10-ПС Гидр. ИД «АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ «Гидролизная». Исполнительная документация».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ «Г идролизная»

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. 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».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ТДВ.002.02.10-ПС Гидр. ИД «АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ «Гидролизная». Исполнительная документация».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Смотрите также