Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Южная"
Номер в ГРСИ РФ: | 62384-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
62384-15: Описание типа СИ | Скачать | 95.3 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Южная»(далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 62384-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Южная" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 332 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
62384-15: Описание типа СИ | Скачать | 95.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Южная»(далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включаютв себятрансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии поГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325H (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УССВ-35HVS.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) СПО «Метроскоп».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществля-
ется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени yCCB-35HVS, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ± 1 с.Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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
В АИИС КУЭиспользуется ПО СПО «Метроскоп» версии не ниже 1.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО СПО «Метроскоп» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПОСПО «Метроскоп».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп) |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.00 |
Цифровой идентификатор ПО |
289аа64f646cd3873804db5fbd653679 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Комплекс измерительно-вычислительный АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), включающий в себя ПО, внесен в Госреестр СИ РФ под № 45048-10;
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 ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ПС 330кВ «Южная» | ||||||||
1 |
ПС 330кВ «Южная», КРУ 10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч. 116 ИК №110 |
TPU 40.13 Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 1VLT5114006275; Зав. № 1VLT5114006279; Зав. № 1VLT5114006280 |
TJP 4.0 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 1VLT5213009286; Зав. № 1VLT5213009287; Зав. № 1VLT5213009288 |
SL7000 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 62022018 |
RTU-325H Зав. № 005274 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
2 |
ПС 330кВ «Южная», КРУ 10кВ, 2с.ш. 10кВ, яч. 216 ИК №111 |
TPU 40.13 Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 1VLT5114006278; Зав. № 1VLT5114006277; Зав. № 1VLT5114006276 |
TJP 4.0 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 1VLT5213009283; Зав. № 1VLT5213009284; Зав. № 1VLT5213009285 |
SL7000 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 62022011 |
RTU-325H Зав. № 005274 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
3 |
ПС ЗЗОкВ «Южная», КРУ 10кВ, Зс.ш. 10кВ, яч. 318 ИК №112 |
TPU 40.13 Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 1VLT5114015654; Зав. № 1VLT5114015653; Зав. № 1VLT5114015649 |
TJP 4.0 Кл.т. 0,5 10000/л/3/100/л/3 Зав. № 1VLT5213 009422; Зав. № 1VLT5213 009421; Зав. № 1VLT5213 009420 |
4 |
ПС ЗЗОкВ «Южная», КРУ ЮкВ, 4с.ш. ЮкВ, яч. 418 ИК №114 |
TPU 40.13 Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 1VLT5114015650; Зав. № 1VLT5114015651; Зав. № 1VLT5114015652 |
TJP 4.0 Кл.т. 0,5 10000/л/3/100/л/3 Зав. № 1VLT5213 009423; Зав. № 1VLT5213 009424; Зав. № 1VLT5213 009425 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
SL7000 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 62022019 |
RTU-325H Зав. № 005274 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
SL7000 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 62022010 |
RTU-325H Зав. № 005274 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0- 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс35°С;
счетчиков - от плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С;
ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительнаявлажностьвоздуха (70 ± 5) %;
- атмосферноедавление (100 ± 4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
-параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока - (0,02- 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01- 1,2)Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- относительнаявлажностьвоздуха (40 - 60) %;
- атмосферноедавление (100 ± 4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
-от минус 40 до плюс 70 °C;
-магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
- дляаппаратурыпередачииобработкиданных:
- параметрыпитающейсети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температураокружающеговоздухаот плюс 10до плюс 30°С;
- относительнаявлажностьвоздуха (70 ± 5) %;
- атмосферноедавление (100± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергиидля ИК № 1 - 4 от 0 до плюс 40 °C.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик SL7000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД RTU-325H - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, сред
нее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Южная» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
№ Г осреестра |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
TPU 40.13 |
51368-12 |
12 |
Трансформатор напряжения |
TJP 4.0 |
51401-12 |
12 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
SL7000 |
21478-09 |
4 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325H |
44626-10 |
1 |
Программное обеспечение |
СПО «Метроскоп» |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 62384-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Южная». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2015 г.
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 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измеренийбез отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измеренийбез отключения цепей»;
- счетчиков SL7000 - по документу «Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные серии SL7000 (АСЕ 7000, АСЕ 8000). Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УСПД RTU-325H - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (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 температурыот минус 20 до плюс 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 «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Южная», аттестованном ФГУП «ВНИИМС».
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.