64522-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ "Приангарская" (вторая очередь) - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ "Приангарская" (вторая очередь)

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 64522-16
Производитель / заявитель: ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Скачать
64522-16: Описание типа СИ Скачать 100.1 КБ
64522-16: Методика поверки МП-069-30007-2016 Скачать 877 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ "Приангарская" (вторая очередь) поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь) (далее - АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 64522-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ "Приангарская" (вторая очередь)
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 1
Производитель / Заявитель

ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

64522-16: Описание типа СИ Скачать 100.1 КБ
64522-16: Методика поверки МП-069-30007-2016 Скачать 877 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь) (далее - АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.

Описание

АИИС представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС выполняет следующие функции:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический и по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных;

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т. п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС;

- измерение времени.

АИИС имеет трехуровневую структуру:

- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) с функциями ИВК;

- 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ включают в себя:

- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;

- трансформаторы напряжения (ТН) и их вторичные цепи;

- счётчики электроэнергии.

ИВКЭ включают в себя:

- устройство сбора и передачи данных (УСПД) с функцией ИВК. В качестве УСПД используется устройство сбора и передачи данных RTU-325T;

- автоматизированное рабочее место;

- каналы связи для передачи измерительной информации;

- устройство синхронизации системного времени УССВ-16HVS.

ИВК включает в себя:

- коммуникационный сервер;

- сервер баз данных;

- автоматизированные рабочие места;

- каналообразующую аппаратуру.

Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.

Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU).

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК, устройства коммуникации и каналы связи образуют измерительные каналы (ИК).

ИВКЭ выполняет следующие функции:

- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;

- обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;

- пересчет результатов измерений с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН;

- хранение результатов измерений в базе данных;

- передачу результатов измерений в ИВК.

ИВК выполняет следующие функции:

- сбор данных с уровня ИВКЭ;

- хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе данных;

- обеспечение возможности визуального просмотра результатов измерений из базы данных;

- репликацию результатов измерений из базы данных ПАО «ФСК ЕЭС» в сервер баз данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири»;

- формирование XML-файлов с применением средств электронной цифровой подписи.

- передача результатов измерений в программно-аппаратный комплекс Коммерческого оператора, филиал ОАО «СО ЕЭС» - Красноярское РДУ, другим субъектам ОРЭ и структурным подразделениям ПАО «ФСК ЕЭС».

Информационные каналы связи в АИИС построены следующим образом:

- посредством волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) для передачи данных от ИИК ТИ в УСПД;

- единой технологической сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ) для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (основной канал);

- посредством канала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный канал связи);

- посредством спутникового канала связи (малые земные станции спутниковой связи - МЗССС) для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный канал);

- телефонной сети общего пользования (ТФСОП) для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный канал);

- глобальная сеть передачи данных Интернет для передачи данных с уровня ИВК внешним системам.

П еречень ИК и измерительных компонентов в составе ИИК ТИ приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень ИК и измерительных компонентов в составе ИИК ТИ

№ ИК

Наименование ИК

Класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ

Тип СИ, модификация

1

ПС

220/110/10 кВ Приангарская ОРУ-110 ВЛ 110 кВ Приангарская -НПС-2 I цепь с отпайкой на ПС НПС-3

ТТ

Кл. т. 0,2S;

Г. р. №56255-14;

Ктт=200/1

А

ТВ-ЭК исп. М1

В

ТВ-ЭК исп. М1

С

ТВ-ЭК исп. М1

ТН

Кл. т. 0,2;

Г. р. № 60542-15;

Ктн=110000/100

А

НДКМ, мод. НДКМ-110

В

НДКМ, мод. НДКМ-110

С

НДКМ, мод. НДКМ-110

Счетчик

Кл. т. 0,2S/0,5, Г. р. № 31857-11; Ксч=1

Альфа А1800, мод. A18O2RALXQV-P4GB-DW-4

УСПД

Г. р. № 44626-10;

Куспд=110000

RTU-325T, мод. RTU325T-E2-M4-B8

2

ПС 220/110/10 кВ Приангарская ОРУ-110 ВЛ 110 кВ Приангарская -НПС-2 II цепь с отпайкой на ПС НПС-3

ТТ

Кл. т. 0,2S;

Г. р. №56255-14;

Ктт=200/1

А

ТВ-ЭК исп. М1

В

ТВ-ЭК исп. М1

С

ТВ-ЭК исп. М1

ТН

Кл. т. 0,2;

Г. р. № 60542-15;

Ктн=110000/100

А

НДКМ, мод. НДКМ-110

В

НДКМ, мод. НДКМ-110

С

НДКМ, мод. НДКМ-110

Счетчик

Кл. т. 0,2S/0,5, Г. р. № 31857-11; Ксч=1

Альфа А1800, мод. A18O2RALXQV-P4GB-DW-4

УСПД

Г. р. № 44626-10;

Куспд=110000

RTU-325T, мод. RTU325T-E2-M4-B8

АИИС включает в себя систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройства синхронизации системного времени УССВ-16HVS (далее - УСВ). СОЕВ работает следующим образом. УСВ формирует шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов точного времени системы GPS и передает её в УСПД. УСПД получает шкалу времени в постоянном режиме с помощью специализированной утилиты и при каждом опросе счетчиков вычисляет поправку времени часов счетчиков. И если поправка превышает величину ±2 c, УСПД формирует команду на синхронизацию счетчика.

Программное обеспечение

АИИС КУЭ работает под управлением программного обеспечения, установленного на ИВК ОАО «ФСК ЕЭС». 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)

D233ED6393702747769A45DE8E67B57E

Другие идентификационные данные

Склейка файлов DataServer.exe, Dataserver_USPD.exe

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».

Технические характеристики

Таблица 3

Количество измерительных каналов

2

Г раницы допускаемой основной (в нормальных условиях) относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии (6WоA), 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, с

не более ±5

Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут

30

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут

30

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

Г лубина хранения результатов измерений в базе данных, лет

не менее 3,5

Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ

автоматическое

Рабочие условия применения измерительных компонентов АИИС:

- температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С

от 0 до плюс 40

- температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С

от минус 40 до плюс 40

- частота сети, Гц

от 49,5 до 50,5

- напряжение сети питания, В

от 198 до 242

- индукция внешнего магнитного поля, мТл

не более 0,05

Допускаемые значения информативных параметров:

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- коэффициент мощности cos ф

0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

- коэффициент реактивной мощности, sin ф

0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности измерения активной (SWoA) энергии, границы допускаемой относительной погрешности измерения активной (SWA) и реактивной (3WP) электроэнергии в рабочих условиях применения

I, % от 1||ом

Коэффициент мощности

'S., %

SWA, %

SW-', %

2

0,5

±1,8

±2,0

±2,0

2

0,8

±1,2

±1,4

±2,3

2

0,865

±1,1

±1,3

±2,5

2

1

±0,9

±1,2

_

5

0,5

±1,3

±1,4

±1,9

5

0,8

±0,9

±1,1

±2,0

5

0,865

±0,8

±1,1

±2,1

5

1

±0,6

±0,8

_

20

0,5

±0,9

±1,2

±1,6

20

0,8

±0,6

±1,0

±1,7

20

0,865

±0,6

±0,9

±1,7

20

1

±0,5

±0,7

_

100, 120

0,5

±0,9

±1,2

±1,6

100, 120

0,8

±0,6

±1,0

±1,7

100, 120

0,865

±0,6

±0,9

±1,7

100, 120

1

±0,5

±0,7

_

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра П2200876-0082/15. ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь). Формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС

Наименование

Обозначение

Кол-во, шт.

Трансформаторы напряжения

НДКМ, мод. НДКМ-110

6

Трансформаторы тока

ТВ-ЭК исп. М1

6

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

Альфа А1800, мод. A1802RALXQV-P4GB-DW-4

2

RTU-325X

мод. RTU325T-E2-M4-B8

1

Устройство синхронизации системного времени

yCCB-16HVS

1

Коммуникационный сервер

_

1

Сервер архивов

_

1

Сервер баз данных

_

1

У стройство синхронизации системного времени

yCCB-16HVS

1

Продолжение таблицы 4

Наименование

Тип компонента, шифр документа

Кол-во, шт.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь).

Формуляр

П2200876-0082/15.

ФО

1

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь).

Методика поверки

069-30007-2016-МП

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП-069-30007-2016   «Система

автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь). Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» в марте 2016 г.

Перечень основных средств (эталонов) поверки:

- государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП;

- УСПД RTU-325T - в соответствии с документом «Устройство сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП».

Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.

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 «Приангарская» (вторая очередь). Свидетельство об аттестации методики измерений № 272-01.00249-2016 от «25» марта 2016 г.

Нормативные документы

автоматизированной    информационно-измерительной    коммерческого    учета

электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь)

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Брянский фанерный комбинат» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хра...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электричес-кой энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка» (далее-АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии Филиала ПАО «Компания «Сухой» «КнААЗ им. Ю.А.Гагарина» (далее АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребл...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии,...
Системы измерительные Альбатрос ТанкМенеджер-2 (далее - системы) предназначены для измерений массы, параметров нефти и нефтепродуктов в парках резервуаров высотой от 1,5 до 25,0 м, согласно ГОСТ Р 8.595-2004.