Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ "Власиха" в части присоединения энергопринимающих устройств ТП 6кВ ИП А.Л. Кенигсберг
Номер в ГРСИ РФ: | 62304-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Электросибмонтаж Плюс" (ЭСМ Плюс), пгт.Краснообск |
62304-15: Описание типа СИ | Скачать | 94.5 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ТП 6кВ ИП А. Л. Кенигсберг (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC(SU).
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 62304-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ "Власиха" в части присоединения энергопринимающих устройств ТП 6кВ ИП А.Л. Кенигсберг |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
ООО "Электросибмонтаж Плюс" (ЭСМ Плюс), пгт.Краснообск
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
62304-15: Описание типа СИ | Скачать | 94.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ТП 6кВ ИП А.Л. Кенигсберг (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC(SU).
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 на глубину не менее 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 XML 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 в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);
- 3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии. Перечень измерительных компонентов ИИК ТИ приведен в таблице 1. ИИК ТИ и ИВКЭ соединяются между собой шинами интерфейса RS-485.
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 внутренних импульсов, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC (SU).
В качестве уровней ИВКЭ и ИВК используются соответствующие уровни системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» (Г.р. № 53686-13).
В ИВКЭ в качестве устройства сбора и передачи данных (УСПД) используется контроллер сетевой индустриальный СИКОН С50, который осуществляет: сбор, хранящихся в долговременной памяти счетчиков результатов измерений, выраженных в числе внутренних импульсов, преобразование результатов измерений в именованные величины, хранение результатов измерений и их передачу в сервер сбора ОАО «ФСК ЕЭС».
У СПД, совместно с устройством синхронизации времени УСВ-1 обеспечивает измерение времени в шкале UTC(SU) и периодическую, не реже одного раза в сутки, синхронизацию часов счетчиков, опрашиваемых УСПД.
УСПД обеспечивает сбор записей о событиях, отображаемых в служебных журналах счетчиков, хранение этих записей, ведение журналов событий, в которые записывается служебная информация, касающаяся изменения состояния УСПД и внештатные ситуации.
ИВК АИИС КУЭ состоит из сервера сбора ОАО «ФСК ЕЭС», сервера баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири», автоматизированных рабочих мест (АРМ) должностных лиц, связующих и вспомогательных компонентов. Сбор результатов измерений и журналов событий с УСПД осуществляет сервер сбора ОАО «ФСК ЕЭС». База данных с результатами измерений, хранящаяся в сервере сбора данных ОАО «ФСК ЕЭС» автоматически реплицируется в сервер баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири». Сервер баз данных обеспечивает передачу результатов измерений во внешние системы. ИВК обеспечивает хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных, перемножение результатов измерений, полученных от счетчиков на коэффициенты трансформации, и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - «Алтайское РДУ», другим субъектам оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- между уровнями ИИК ТИ и ИВКЭ связь обеспечивается по интерфейсам RS-485 счетчиков и контроллера сетевого индустриального СИКОН С50;
- между уровнями ИВКЭ и ИВК связь обеспечивается по корпоративной сети передачи данных по протоколу TCP/IP (основной канал передачи данных);
- между уровнями ИВКЭ и ИВК связь обеспечивается с использованием спутникового VSAT-терминала (резервный канал передачи данных);
- между уровнем ИВК и внешними системами с использованием глобальной сети передачи данных Интернет.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ работает следующим образом. УСПД получает шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов системы GPS с использованием устройства синхронизации времени УСВ-1. УСПД обеспечивает синхронизацию часов счетчиков не реже, чем один раз в сутки.
В АИИС КУЭ допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.
Таблица 1 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ_______________________
№ ИК |
Наименование |
Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ |
Тип (модификация) | ||
84 |
ПС 220 кВ «Власиха», КРУ 6 кВ, яч. 66 |
ТТ |
КТ 0,5S Ктт = 100/5 Г.р. № 47959-11 |
A |
ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1) |
В |
ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1) | ||||
C |
ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1) | ||||
ТН |
КТ 0,5 Ктн = (6000:^3)/(100:^3) Г.р. № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3) | ||
В |
ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3) | ||||
С |
ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3) | ||||
Счетчик |
КТ 0,5S/1, Ксч=1, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М (мод. СЭТ-4ТМ.03М.01) | |||
УСПД |
Куспд=1, Г.р. № 28523-05 |
СИКОН С50 | |||
УСВ |
Г.р. 28716-05 |
УСВ-1 | |||
83 |
ПС 220 кВ «Власиха», КРУ 6 кВ, яч. 65 |
ТТ |
КТ 0,5S Ктт = 100/5 Г.р. № 47959-11 |
A |
ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1) |
В |
ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1) | ||||
C |
ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1) | ||||
ТН |
КТ 0,5 Ктн = (6000:^3)/(100:^3) Г.р. № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3) | ||
В |
ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3) | ||||
С |
ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3) | ||||
Счетчик |
КТ 0,5S/1, Ксч=1, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М (мод. СЭТ-4ТМ.03М.01) | |||
УСПД |
Куспд=1, Г.р. № 28523-05 |
СИКОН С50 | |||
УСВ |
Г.р. 28716-05 |
УСВ-1 |
Программное обеспечение
АИИС КУЭ работает под управлением программного обеспечения, установленного на сервере баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири». В качестве прикладного программного обеспечения используются программный комплекс «Метроскоп» версии 1.0.
Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп) |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
289аа64f646cd3873804db5fbd653679 |
Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - высокий.
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК)................................................................................. 2.
Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 и при измерении активной электрической энергии (8Wc,A), границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной (6WA) и реактивной (6WP) электрической энергии в рабочих условиях применения .............................................................................. приведены в таблице 3
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с
Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
Формирование XML-файла для передачи внешним системам......................автоматическое.
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных .. автоматическое Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет............................. 3,5.
Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ ...................................... автоматическое.
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: температура окружающего воздуха для: измерительных трансформаторов, °С............................................................от минус 45 до 40;
для счетчиков, связующих компонентов, °С..............................................................от 0 до 40;
для оборудования ИВК, °С.......................................................................................от 10 до 35;
частота сети, Гц ..................................................................................................... от 49,5 до 50,5;
напряжение сети питания (относительного номинального значения ином), % .. от 90 до 110; индукция внешнего магнитного поля, мТл ............................................................. не более 0,5.
Допускаемые значения информативных параметров:
ток, % от 1ном................................................................................ напряжение, % от ином................................................................ коэффициент мощности, cos ф.................................................. коэффициент реактивной мощности, sin ф............................... |
................................ от 2 до 120; .............................. от 90 до 110; ............ 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. .............0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. |
Таблица 3 - Границы допускаемой погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении электрической энергии
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
Swca, % |
5wa, % |
6wP, % |
2 |
0,5 |
± 4,9 |
±5,1 |
±3,7 |
2 |
0,8 |
± 2,7 |
±3,1 |
±4,9 |
2 |
0,865 |
± 2,4 |
±2,8 |
±5,6 |
2 |
1 |
± 1,9 |
±2,4 |
- |
5 |
0,5 |
± 3,1 |
±3,4 |
±3,4 |
5 |
0,8 |
± 1,9 |
±2,4 |
±3,9 |
5 |
0,865 |
± 1,8 |
±2,3 |
±4,3 |
5 |
1 |
± 1,2 |
±1,5 |
- |
20 |
0,5 |
± 2,4 |
±2,8 |
±3,1 |
20 |
0,8 |
± 1,4 |
±2,0 |
±3,4 |
20 |
0,865 |
± 1,2 |
±1,9 |
±3,6 |
20 |
1 |
± 0,99 |
±1,4 |
- |
100, 120 |
0,5 |
± 2,4 |
±2,8 |
±3,1 |
100, 120 |
0,8 |
± 1,4 |
±2,0 |
±3,4 |
100, 120 |
0,865 |
± 1,2 |
±1,9 |
±3,6 |
100, 120 |
1 |
± 0,99 |
±1,4 |
- |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра П2200213-040713.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ТП 6кВ ИП А.Л. Кенигсберг. Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
Трансформатор тока |
ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1) |
6 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3) |
6 |
Контроллер сетевой индустриальный |
СИКОН С50 |
2 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
1 |
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М (мод. СЭТ-4ТМ.03М.01) |
2 |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ТП 6кВ ИП А. Л. Кенигсберг. Формуляр |
П2200213 040713. ФО |
1 |
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ТП 6кВ ИП А. Л. Кенигсберг. Методика поверки |
П2200213 040713.МП |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-053-30007-2015 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ТП 6кВ ИП А.Л. Кенигсберг. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в сентябре 2015 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), вольтамперфазометр
«Парма ВАФ-А» (Г. р. № 22029-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (поправка системных часов не более ± 10 мкс).
Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:
- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- контроллер сетевой индустриальный СИКОН С50 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 198.00.000И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМ» в июле 2010 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 221.00.000МП, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» в декабре 2004 г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ТП 6кВ ИП А.Л. Кенигсберг. Свидетельство об аттестации методики измерений №250-01.00249-2015 от «02» сентября 2015 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.