Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 330 кВ "Кингисеппская" в части КВЛ 330 кВ "Ленинградская-Кингисеппская" и КВЛ 330 кВ "Кингисеппская-Балти"
Номер в ГРСИ РФ: | 63418-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 330 кВ «Кингисеппская» в части КВЛ 330 кВ «Ленинградская-Кингисеппская» и КВЛ 330 кВ «Кингисеппская-Балти» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 63418-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 330 кВ "Кингисеппская" в части КВЛ 330 кВ "Ленинградская-Кингисеппская" и КВЛ 330 кВ "Кингисеппская-Балти" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 028 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
63418-16: Описание типа СИ | Скачать | 112.6 КБ | |
63418-16: Методика поверки | Скачать | 1.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 330 кВ «Кингисеппская» в части КВЛ 330 кВ «Ленинградская-Кингисеппская» и КВЛ 330 кВ «Кингисеппская-Балти» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения, отображения 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 состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей и технических средств приема - передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа ЭКОМ 3000 (Госреестр № 17049-09, зав. № 10124126), со встроенным устройством синхронизации системного времени (далее - УССВ) и коммутационное оборудование.
УСПД типа ЭКОМ 3000 обеспечивает сбор данных со счетчиков, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.
Третий уровень - ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации от УСПД уровня ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базах данных серверов ПАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ПАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ) и другие заинтересованные организации.
Третий уровень - ИВК входит в Систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети (далее - АИИС КУЭ ЕНЭС) (Госреестр №. 59086-14).
ИВК включает в себя каналообразующую аппаратуру, центры сбора и обработки данных (далее - ЦСОД), автоматизированные рабочие места (АРМ), систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) и специальное программное обеспечение (далее - СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС.
Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ подстанции.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя первый, второй и третий уровни АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет вычисления. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии (активная и реактивная). Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос уровня ИВКЭ последовательноциклическим способом. Данные по наземным сетям связи операторов (на основе собственных и арендованных цифровых каналов связи) поступают на соответствующие узлы передачи данных операторов, размещенных на ММТС-9, г. Москва. Далее данные по каналу единой цифровой сети связи энергетики (далее - ЕЦССЭ) поступают на ЦСОД Исполнительного аппарата ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС») для последующей обработки, хранения и передачи смежным субъектам ОРЭМ, филиалу ОАО «СО ЕЭС» и ИАСУ КУ ОАО «АТС». Связь организована по дуплексным каналам, данные от ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» к уровню ИВКЭ поступают в обратном порядке.
В состав АИИС КУЭ входит СОЕВ, выполняющая законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя радиосервер точного времени типа РСТВ-01, сервер БД ИВК, УСПД со встроенным УССВ, счетчики электрической энергии.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически от встроенного в него УССВ. Корректировка часов УСПД происходит ежесекундно, погрешность синхронизации не более 0,1 с. 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 ± 2 с.
На ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» установлен радиосервер точного времени типа РСТВ-01 (Госреестр № 40586-12). РСТВ-01 расположен в серверной стойке ЦСОД. РСТВ-01 автоматически выполняет контроль времени в ЦСОД, корректировка часов ЦСОД выполняется с погрешностью, не более ± 2 с.
При выходе из строя УССВ, встроенного в УСПД, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения времени часов УСПД и ИВК на величину более ± 1 с.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже ± 5,0 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК 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
Таблица 1 - Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС, установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
d233ed6393702747769a45de8e67b57e |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Примечание - Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО - MD5 Хэш сумма берется от склейки файлов: DataServer.exe, DataServer_USPD.exe |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом СПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
ю |
1—к |
Номер ИК |
Измерительный канал |
Технические характеристикиСостав первого уровня ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав первого уровня ИК и их метрологические характеристики | |||||||||
КВ Л 330 кВ Ленинград ская-Кингисеппская |
10 |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | |||||||||||
Счетчик |
TH |
тт |
иэ |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Измерительные компоненты | ||||||||
Кт = 0,28/0,5 Кеч = 1 № 31857-11 |
Кт = 0,2 Ктн = ЗЗООООА/З/100/а/З №60542-15 |
Кт = 0,2 Ктн = ЗЗООООА/З/100/а/З №60542-15 |
Кт = 0,2S Ктт= 1000/1 № 52262-12 | ||||||||||
Альфа А1800 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
-U |
Обозначение, тип | ||
ндкм-ззо |
ндкм-ззо |
НДКМ-ЗЗО |
НДКМ-ЗЗО |
НДКМ-ЗЗО |
НДКМ-ЗЗО |
ТГФ-330 |
ТГФ-330 |
ТГФ-330 | |||||
01226605 |
1—к |
1—к 1—к |
о о |
о 00 |
о |
1—к |
о |
о |
о |
С/1 |
Заводской номер | ||
3300000 |
о |
Ктт'Ктн'Ксч | |||||||||||
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
о |
Наименование измеряемой величины | |||||||||||
Активная Реактивная |
00 |
Вид энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||||||||
и- н- |
Границы интервала основной относительной погрешности измерений, (±5), %, при доверительной вероятности Р=0,95 | ||||||||||||
и- и- 1—k 1—к |
1—к О |
Границы интервала относительной погрешности измерений, (±5), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95 |
W о о
о
й к о н о
to
IO'
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
50 |
ПС 330 кВ Кингисеппская (330/110/10), ОРУ 330 кВ, КВЛ 330 кВ Кингисеппская - Балти |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 52262-12 |
А |
ТГФ-330 |
302 |
3300000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
± 0,5 ± 1,1 |
± 1,9 ± 1,9 |
В |
ТГФ-330 |
301 | |||||||||
С |
ТГФ-330 |
300 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 330000/^3/100/^3 № 60542-15 |
А |
НДКМ-330 |
14 | |||||||
В |
НДКМ-330 |
04 | |||||||||
С |
НДКМ-330 |
10 | |||||||||
Кт = 0,2 Ктн = 330000/^3/100/^3 № 60542-15 |
А |
НДКМ-330 |
07 | ||||||||
В |
НДКМ-330 |
12 | |||||||||
С |
НДКМ-330 |
05 | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 |
Альфа А1800 |
01226612 01226617* |
* - заводской номер резервного счетчика электрической энергии.
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе «Границы интервала относительной погрешность измерений, (±§), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95» приведены границы интервала погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (мпф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии от 15 до 30 °С.
2. Нормальные условия эксплуатации:
- 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) 1ном; коэффициент мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;
т емпература окружающего воздуха: (20±5) °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы
первичного тока (0,01 - 1,2)1н1; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5 -1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от -30 до 35 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,02 (0,01 при cosф=1) - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха 15 до 30°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 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 такими же, как у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- трансформаторы тока - среднее время наработки на отказ: для трансформаторов тока типа ТГФ-330 - 400000 ч.;
- трансформаторы напряжения - среднее время наработки на отказ: для трансформаторов напряжения типа НДКМ-330 - 4000000 ч.;
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800- не менее 120000 ч; среднее время восстановления работоспособности 168 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч., среднее время восстановления работоспособности 24 ч.;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 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 журнале событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
В журнале событий УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- выводы измерительных трансформаторов тока;
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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 при отключении питания: для счетчиков типа A18O2RALQ-P4GB-DW-4- не менее 35 суток;
- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;
- ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее
3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 330 кВ «Кингисеппская» в части КВЛ 330 кВ «Ленинградская- Кингисеппская» и КВЛ 330 кВ «Кингисеппская- Балти».
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблицы 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Количество (шт.) |
Трансформаторы тока ТГФ-330 |
6 |
Трансформаторы напряжения НДКМ-330 |
12 |
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
3 |
Устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 |
1 |
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС |
1 |
Радиосервер точного времени РСТВ-01 |
1 |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС |
1 |
Переносной инженерный пульт на базе Notebook |
1 |
Формуляр |
1 |
Методика поверки |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 63418-16 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 330 кВ «Кингисеппская» в части КВЛ 330 кВ «Ленинградская-Кингисеппская» и КВЛ 330 кВ «Кингисеппская-Балти». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2016 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки», МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки», МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчик типа Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003.МП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС - в соответствии с документом МП 59086-14 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 10 ноября 2014 г.;
- РСТВ-01 - в соответствии с документом «Радиосервер точного времени РСТВ-01. Руководство по эксплуатации» ПЮЯИ.468212.039РЭ, раздел 5 «Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 22 января 2009г.;
- 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 АИИС КУЭ и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электроэнергии и мощности с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии подстанции 330 кВ «Кингисеппская» в части КВЛ 330 кВ «Ленинградская - Кингисеппская» и КВЛ 330 кВ «Кингисеппская-Балти», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
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.