Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Шахты"
| Номер в ГРСИ РФ: | 57279-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 57279-14: Описание типа СИ | Скачать | 102.7 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Шахты» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 57279-14 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Шахты" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 522 п. 50 от 25.04.2014 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 57279-14 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 142 |
| Найдено поверителей | 23 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 142 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 57279-14: Описание типа СИ | Скачать | 102.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Шахты» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту -ТН) классов точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии), класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) RTU-325 (зав. № 3957), устройство синхронизации времени типа yCCB-35HVS, коммутационное оборудование.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- 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» - МЭС Юга (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Юга) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее по тексту - ОРЭ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации времени типа УССВ-35HVS; автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ) на базе ПК; каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных и программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР».
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 с учетом коэффициентов трансформации, 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ±1 секунды.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически, устройство синхронизации времени yCCB-35HVS, которое подключено к УСПД по интерфейсу RS-232. Корректировка часов УСПД выполняется ежесекундно.
В ИВК также используются устройства синхронизации времени yCCB-35HVS, принимающие сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов сервера ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS. При нарушении связи между УСПД и подключенного к нему УССВ-35HVS, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более ±1 секунды.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журнал событий счетчика электроэнергии отражает время и дату коррекции времени и фиксирует время до и после коррекции.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
программа-планировщик опроса и передачи данных |
v. 11.07. 01.01 |
7e87c28fdf5ef99142ad5734ee7595a0 |
MD5 |
|
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
a38861c5f25e237e79110e1d5d66f37e | ||
|
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
e8e5af9e56eb7d94da2f9dff64b4e620 | ||
|
драйвер работы с БД |
0ad7e99fa26724e65102e215750c655a | ||
|
библиотека шифрования пароля счетчиков |
0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c | ||
|
библиотека сообщений планировщика опросов |
b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней 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 |
|
ПС 500кВ «Шахты» | ||||||
|
1 |
ВЛ - 500 кВ «Победа - Шахты» |
ТФЗМ 500Б-1 Кт = 0,5 Ктт=2000/1 Зав. № 3392; 3397 Рег. № 3639-73; ТФЗМ 500Б-Ш Кт = 0,5 Ктт=2000/1 Зав. № 1186 Рег. № 26546-04 |
DFK 525 Кт = 0,2 Ктн=500000/^3/100/^3 Зав. № 0802136/1; 0802136/2; 0802136/3 Рег. № 23743-02 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01179278 Рег. № 31857-06 |
RTU-325 зав. № 3957 Рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
|
2 |
ВЛ - 500 кВ «Ростовская АЭС -Шахты» |
ТФЗМ-500Б-1 У1 Кт = 0,5 Ктт=1000/1 Зав. № 3454; 3407; 3526 Рег. № 3639-73 |
НДЕ 500 Кт = 0,5 Ктн=500000/^3/100/^3 Зав. № 1293881; 1293887; 1293885 Рег. № 24991-03 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01179800 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
Примечания:
1. Допускается замена УСПД, 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 ПС 500 кВ «Шахты» как его неотъемлемая часть.
2. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 2 - активная, реактивная.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК, (±3), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi |
1,7 |
2,4 |
2,8 |
1,8 |
2,4 |
2,8 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,2 |
1,4 |
1,1 |
1,4 |
1,6 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,7 |
0,9 |
1,0 |
0,9 |
1,1 |
1,2 | |
|
2 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,8 |
2,4 |
2,8 |
1,9 |
2,5 |
2,9 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
1,2 |
1,5 |
1,7 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,0 |
1,2 |
1,4 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 5), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 5), % | ||||
|
cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
5,5 |
4,3 |
5,6 |
4,4 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,8 |
2,2 |
2,9 |
2,4 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
2,0 |
1,6 |
2,1 |
1,7 | |
|
2 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
5,6 |
4,4 |
5,7 |
4,5 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
3,0 |
2,4 |
3,1 |
2,5 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
2,3 |
1,8 |
2,4 |
1,9 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от U^ - ток, % от 1ном - частота, Гц - температура окружающей среды, °С |
от 99 до 101 от 100 до 120 (50±0,15) от +21 до +25 |
Продолжение таблицы 5
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Условия эксплуатации: | |
|
параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
- частота, Гц |
(50±0,4) |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -30 до +35 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С |
от +10 до +30 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
Электросчетчики: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: |
48 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации | |
|
Электросчетчики: | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
|
направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее ИВК: |
5 |
|
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
|
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
3,5 |
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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Шахты» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Кол-во, шт. |
|
Трансформаторы тока ТФЗМ 500Б |
3 |
|
Трансформаторы тока ТФЗМ-500Б-1 У1 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения емкостные DFK 525 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения НДЕ 500 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 |
2 |
|
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325 |
1 |
|
y^B^RVS |
1 |
|
Методика поверки МП 57279-14 с изменением № 1 |
1 |
|
Формуляр |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 57279-14 с изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Шахты». Методика поверки с изменением № 1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 05.10.2017 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- 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 типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП 2203-0042-2006
«Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325
и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП» 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
с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
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
Смотрите также
