Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Грозный"
| Номер в ГРСИ РФ: | 60813-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 60813-15: Описание типа СИ | Скачать | 116.2 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Грозный» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 60813-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Грозный" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1360 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 60813-15: Описание типа СИ | Скачать | 116.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Грозный» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - ЕНЭС), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), средства связи и приема-передачи данных, специализированное программное обеспечение (далее - СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC(SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по линиям связи.
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных 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.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронноцифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. УССВ ИВК, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC(SU).
ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC(SU) более чем на ±2 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем на ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Факт корректировки времени отражается в журналах событий счётчиков, УСПД и сервера ИВК с указанием времени (включая секунды) корректируемого и корректирующего компонентов в момент, предшествующий коррекции и величины коррекции
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения установлен в технической документации АИИС КУЭ.
Заводской номер АИИС КУЭ: 1360.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при 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 оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
|
Таблица 1 - Метрологические значимые модули П |
[О |
|
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 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
DataServer.exe, DataServer_USPD.exe |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики
измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС КУЭ | ||||
|
Трансфор матор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
УСПД |
УССВ ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 330 кВ Грозный, ОРУ 110 кВ II СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС -Грозный с отпайками (ВЛ-110 кВ Л-110) |
ВСТ кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 28930-05 |
НДКМ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 38002-08 |
ЕвроАЛЬФА кл.т 0,5S/1,0 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
СТВ-01 рег. № 49933-12 |
|
2 |
ПС 330 кВ Грозный, ОРУ 110 кВ I СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Л-111 |
ВСТ кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 28930-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-08 |
ЕвроАЛЬФА кл.т 0,5S/1,0 рег. № 16666-97 | ||
|
3 |
ПС 330 кВ Грозный, ОРУ 110 кВ I СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - Грозный I цепь с отпайкой на ПС Южная (ВЛ-110 кВ Л-114) |
ВСТ кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 28930-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-08 |
ЕвроАЛЬФА кл.т 0,5S/1,0 рег. № 16666-97 | ||
|
4 |
ПС 330 кВ Грозный, ОРУ 110 кВ II СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС-Грозный II цепь с отпайкой на ПС Южная (ВЛ-110 кВ Л- 115) |
1-417-048- К11020 кл. т. 0,2S Ктт=200/5 рег. № 61211-15 |
НДКМ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 38002-08 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
|
5 |
ПС 330 кВ Грозный, ОРУ 110 кВ I СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Л- 125 |
ВСТ кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 28930-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-08 |
ЕвроАЛЬФА кл.т 0,5S/1,0 рег. № 16666-97 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
6 |
ПС 330 кВ Грозный, ОРУ 110 кВ I СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Л-136 |
ВСТ кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 28930-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-08 |
ЕвроАЛЬФА кл.т 0,5S/1,0 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
СТВ-01 рег. № 49933-12 |
|
7 |
ПС 330 кВ Грозный, ОРУ 110 кВ ВЛ 110 кВ Л-141 |
ВСТ кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 28930-05 |
НДКМ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 38002-08 |
ЕвроАЛЬФА кл.т 0,5S/1,0 рег. № 16666-97 | ||
|
8 |
ВЛ 110 кВ Грозный -Тепличная(Л-142) |
ВСТ кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 28930-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-08 |
ЕвроАЛЬФА кл.т 0,5S/1,0 рег. № 16666-97 | ||
|
9 |
ПС 330 кВ Грозный, ОРУ 110 кВ II СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Грозный-330-Цемзавод Л-161 |
ВСТ кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 28930-05 |
НДКМ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 38002-08 |
Альфа А1800 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 31857-06 | ||
|
10 |
ВЛ 110 кВ Грозный - ГРП-110 с отпайками |
ТВ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 60746-15 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-08 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20 |
Примечания
1. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСПД и УССВ на однотипные утвержденного типа.
3. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2, 3, 5, 6, 7, 8, 9 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,5 |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
|
0,8 |
1,7 |
1,1 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
2,3 |
1,6 |
1,2 |
1,2 | |
|
4,10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,0 |
0,6 |
0,5 |
0,5 |
|
0,8 |
1,3 |
0,8 |
0,6 |
0,6 | |
|
0,5 |
2,1 |
1,3 |
1,0 |
1,0 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1, 2, 3, 5, 6, 7, 8, 9 (Счетчик 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
3,3 |
2,0 |
1,4 |
1,4 |
|
0,5 |
2,5 |
1,7 |
1,3 |
1,3 | |
|
4,10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,2 |
1,3 |
1,0 |
1,0 |
|
0,5 |
1,6 |
1,0 |
0,8 |
0,8 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1, 2, 3, 5, 6, 7, 8, 9 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,9 |
1,5 |
1,4 |
1,4 |
|
0,8 |
2,1 |
1,7 |
1,6 |
1,6 | |
|
0,5 |
2,7 |
2,1 |
1,8 |
1,8 | |
|
4,10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,2 |
0,9 |
0,8 |
0,8 |
|
0,8 |
1,5 |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
2,2 |
1,5 |
1,2 |
1,2 | |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
62%, |
65 %, |
620 %, |
6100 %, | ||
|
12% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1, 2, 3, 5, 6, 7, 8, 9 (Счетчик 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
4,2 |
2,7 |
2,1 |
2,0 |
|
0,5 |
3,3 |
2,4 |
1,9 |
1,9 | |
|
4,10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,5 |
1,6 |
1,2 |
1,2 |
|
0,5 |
1,9 |
1,3 |
1,1 |
1,1 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов 5 АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с | |||||
|
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 61(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 61(2)%р и 52%q для cos9<1,0 нормируются от I2%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
10 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 99 до 101 |
|
- ток, % От Ihom |
от 1(2) до 120 |
|
- частота, Г ц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,8 |
|
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 1(2) до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9, не менее |
0,5 |
|
- частота, Г ц |
от 49,6 до 50,4 |
|
диапазон рабочих температур окружающей среды, ОС - для ТТ и ТН |
от -30 до +35 |
|
- для счетчиков |
от +10 до +30 |
|
- для УСПД |
от +10 до +30 |
|
- для сервера, УССВ |
от +18 до +24 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
50000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч |
55000 |
|
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
22000 |
|
Г лубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не |
1200 |
|
менее |
30 |
|
- при отключении питания, лет, не менее УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц |
45 |
|
по каждому каналу, сут, не менее - сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
3 |
|
ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, 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 счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока |
ВСТ |
24 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110 |
3 |
|
Трансформатор тока |
1-417-048-K11020 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НДКМ-110 УХЛ1 |
3 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
Альфа А1800 |
3 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ЕвроАЛЬФА |
7 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени на уровне ИВК |
СТВ-01 |
1 |
|
Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.064.12.ПС-ФО |
1 |
|
Программное обеспечение |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
Сведения о методах измерений
приведены в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно- измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Грозный», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.
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
