Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Цветмет"
Номер в ГРСИ РФ: | 64364-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Цветмет» (далее по тексту - 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 | 64364-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Цветмет" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1648 |
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 | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
64364-16: Описание типа СИ | Скачать | 114.9 КБ | |
64364-16: Методика поверки | Скачать | 544.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Цветмет» (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:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД), систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового-рынка электроэнергии (далее по тексту - ОРЭМ).
- ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз
данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных
- рабочих мест (далее по тексту - АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных и специальное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) «Метроскоп».
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, 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.
Лист № 2
Всего листов 10
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи).
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (далее по тексту - БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется УССВ ИВКЭ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и УССВ на значение, превышающее ±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. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже ±5,0 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, 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 - Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС «Метроскоп» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 1.00 |
Цифровой идентификатор ПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4, нормированы с учетом СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
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.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, а так же метрологические и технические характеристики приведены в таблице 2, 3 и 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав ИК АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
УСПД | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
ПС 220 кВ «Цветмет» | ||||||
1 |
ПС 220/110/10 кВ Цветмет, ОРУ 110 кВ, 1СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Цветмет - Кольчугино I цепь (ВЛ 110 кВ Цветмет - Кольчугино 1) |
ТФЗМ-110Б-1У1 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 26957; 26952; 26953 Госреестр № 2793-88 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 22546; 22529; 22464 Госреестр № 14205-05 |
EPQS 111.21.18LL класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 461725 Госреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039227-234-403 Х11-15303 Г осреестр № 36643-07 |
активная реактивная |
2 |
ПС 220/110/10 кВ Цветмет, ОРУ 110 кВ, 2СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Цветмет - Кольчугино II цепь (ВЛ 110 кВ Цветмет -Кольчугино 2) |
ТФЗМ-110Б-1У1 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 26989; 36902; 27033 Госреестр № 2793-88 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 27223; 27219; 22479 Госреестр № 14205-05 |
EPQS 111.21.18LL класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 460580 Госреестр № 25971-06 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
3 |
ПС 220/110/10 кВ Цветмет, ОРУ 110 кВ, 2СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Цветмет -Бавлены |
ТФЗМ-110Б-1У1 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 36955; 26958; 27035 Госреестр № 2793-88 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 27223; 27219; 22479 Госреестр № 14205-05 |
ЕРQS 111.21.18LL класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 460578 Госреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039227-234-403 Х11-15303 Г осреестр № 36643-07 |
активная реактивная |
4 |
ПС 220/110/10 кВ Цветмет, ОРУ 110 кВ, ОСШ 110 кВ, ОМВ 110 кВ |
ТФЗМ-110Б-ШУ1 класс точности 0,5 Ктт=1000/5 Зав. № 12156; 12152; 12154 Госреестр № 2793-88 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 22546; 22529; 22464 Госреестр № 14205-05 |
ЕРQS 111.21.18LL класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 460576 Госреестр № 25971-06 |
активная реактивная | |
5 |
ПС 220/110/10 кВ Цветмет, ЗРУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, ф.1001 |
ТШЛ-10У3 класс точности 0,5 Ктт=3000/5 Зав. № 960; 957; 968 Госреестр № 3972-73 |
НТМИ-10-66 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 1509 Госреестр № 831-69 |
ЕРQS 111.21.18LL класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 460570 Госреестр № 25971-06 |
активная реактивная | |
6 |
ПС 220/110/10 кВ Цветмет, ЗРУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, ф.1005 |
ТОЛ 10 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 1478; 1421 Госреестр № 7069-02 |
НТМИ-10-66 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 1509 Госреестр № 831-69 |
ЕРQS 111.21.18LL класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 460575 Госреестр № 25971-06 |
активная реактивная | |
7 |
ПС 220/110/10 кВ Цветмет, ЗРУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, ф.1011 |
ТЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=1000/5 Зав. № 5019; 35854 Госреестр № 2473-05 |
НТМИ-10-66 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 1509 Госреестр № 831-69 |
ЕРQS 111.21.18LL класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 460572 Госреестр № 25971-06 |
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 = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 - 7 (ТТ 0,5; TH 0,5; Счетчик 0,2S) |
0,05Ihi < I1 < 0,2Ihi |
1,8 |
2,8 |
5,4 |
1,9 |
2,9 |
5,5 |
0,2IH1 < I1 < IH1 |
1,1 |
1,6 |
2,9 |
1,2 |
1,7 |
3,0 | |
1н1 < I1 < 1,2IH1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная 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 = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 - 7 (ТТ 0,5; TH 0,5; Счетчик 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
4,4 |
2,7 |
4,6 |
3,0 |
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,4 |
1,5 |
2,8 |
2,0 | |
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,9 |
1,2 |
2,3 |
1,7 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений S1(2)%P и Si(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%;
2. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.
3. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
4. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
5. Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - (от 0,99 до 1,01) Uh;
- диапазон силы тока - (от 1,0 до 1,2) 1н;
— температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50°С; (23±2) °С для счетчиков; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- частота - (50+0,15) Гц.
6. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (от 0,99 до 1,01) Uh;; диапазон силы первичного тока - (от 0,05 до 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) - от 0,8 до 1,0 (от 0,6 до 0,87); частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.
- Для счетчика электроэнергии EPQS:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (от 0,9 до 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (от 0,01 до 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) -от 0,8 до 1,0 (от 0,6 до 0,87); частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздухаот минус 40 до плюс 60 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на
стандартизованные измерительные компоненты того же класса точности, типы которых утверждены.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчик типа EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД TK16L - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Кол-во, шт. |
1 |
2 |
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1У1 |
9 |
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-ШУ1 |
3 |
Трансформатор тока ТШЛ-10У3 |
3 |
Трансформатор тока ТОЛ 10 |
2 |
Трансформатор тока ТЛМ-10 |
2 |
Трансформатор напряжения НКФ-110-57 |
6 |
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 |
1 |
EPQS |
7 |
УСПД типа TK16L |
1 |
Методика поверки |
1 |
Паспорт-формуляр |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 64364-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Цветмет». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2016 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 по МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя. Рекомендация»;
- 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 EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофнкциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002» утвержденному Государственной службой метрологии Литовской Республики»
- для УСПД TK16L - по документу «Устройство сбора и передачи данных TK16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.041 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в декабре 2007 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;
Лист № 9
Всего листов 10
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Цветмет». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений RA.RU.311298/027-2016 от 03.02.2016г.
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».