Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Кафа
| Номер в ГРСИ РФ: | 64778-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Кафа (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 | 64778-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Кафа |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 388 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 64778-16: Описание типа СИ | Скачать | 101.5 КБ | |
| 64778-16: Методика поверки | Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Кафа (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3-х уровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - счетчики) по ГОСТ 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 (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее по тексту - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее по тексту -сервер БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ) и специальное программное обеспечение системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС).
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 минут.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
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 осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени УСВ 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.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журналые событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется СПО АИИС КУЭ ЕНЭС версии 1.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. СПО АИИС КУЭ ЕНЭС обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами СПО АИИС КУЭ ЕНЭС.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d233ed6393702747769a45de8e67b57e |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
АИИС КУЭ ЕНЭС, включающая в себя СПО, зарегистрирована в Госреестре СИ РФ (Рег. № 59086-14);
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
|
Порядковый номер |
Наименование объекта и номер ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, (±6), % |
Погрешность в рабочих условиях, (±6), % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ПС 220 кВ Кафа | ||||||||
|
1 |
ПС 220 кВ Кафа, ВЛ-220 кВ Симферопольская-КафаI цепь ИК №2 |
ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 48; Зав. № 46; Зав. № 44 |
НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000/^3:100/^3 Зав. № 656; Зав. № 657; Зав. № 658; Зав. № 653; Зав. № 654; Зав. № 655 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01292660 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 05156031 |
активная реактивная |
0,6 1,3 |
1,5 2,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
2 |
ПС 220 кВ Кафа, ВЛ-220 кВ Симферопольская-Кафа II цепь ИК №1 |
ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 47; Зав. № 45; Зав. № 43 |
НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000/^3:100/^3 Зав. № 653; Зав. № 654; Зав. № 655; Зав. № 656; Зав. № 657; Зав. № 658 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01292673 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 05156031 |
активная реактивная |
0,6 1,3 |
1,5 2,6 |
|
3 |
ПС 220/10 кВ Кафа, ВЛ 220 кВ Кафа -Насосная-2 ИК №3 |
ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 65; Зав. № 50; Зав. № 49 |
НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000/^3:100/^3 Зав. № 656; Зав. № 657; Зав. № 658; Зав. № 653; Зав. № 654; Зав. № 655 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01292665 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 05156031 |
активная реактивная |
0,6 1,3 |
1,5 2,6 |
|
4 |
ПС 220 кВ Кафа, ВЛ-220 кВ Кафа-Феодосийская цепь-I цепь ИК №11 |
ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 36; Зав. № 39; Зав. № 42 |
НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000/^3:100/^3 Зав. № 656; Зав. № 657; Зав. № 658; Зав. № 653; Зав. № 654; Зав. № 655 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01292666 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 05156031 |
активная реактивная |
0,6 1,3 |
1,5 2,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ПС 220 кВ Кафа, ВЛ-220 кВ Кафа-Феодосийская цепь-II цепь ИК №10 |
ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 53; Зав. № 60; Зав. № 59 |
НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000/^3:100/^3 Зав. № 653; Зав. № 654; Зав. № 655; Зав. № 656; Зав. № 657; Зав. № 658 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01292653 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 05156031 |
активная реактивная |
0,6 1,3 |
1,5 2,6 |
|
6 |
ПС 220 кВ Кафа, ВЛ-220 кВ Кафа-Тамань-I ИК №5 |
ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 62; Зав. № 63; Зав. № 66 |
НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000/^3:100/^3 Зав. № 656; Зав. № 657; Зав. № 658; Зав. № 653; Зав. № 654; Зав. № 655 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01292649 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 05156031 |
активная реактивная |
0,6 1,3 |
1,5 2,6 |
|
7 |
ПС 220 кВ Кафа, ВЛ-220 кВ Кафа-Тамань-II ИК №6 |
ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 57; Зав. № 61; Зав. № 54 |
НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000/^3:100/^3 Зав. № 653; Зав. № 654; Зав. № 655; Зав. № 656; Зав. № 657; Зав. № 658 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01292651 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 05156031 |
активная реактивная |
0,6 1,3 |
1,5 2,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
8 |
ПС 220 кВ Кафа, ВЛ-220 кВ Кафа-Тамань-Ш ИК №7 |
ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 34; Зав. № 31; Зав. № 37 |
НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000/^3:100/^3 Зав. № 656; Зав. № 657; Зав. № 658; Зав. № 653; Зав. № 654; Зав. № 655 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01292667 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 05156031 |
активная реактивная |
0,6 1,3 |
1,5 2,6 |
|
9 |
ПС 220 кВ Кафа, Секционный выключатель 220 кВ ИК №12 |
ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 33; Зав. № 35; Зав. № 41 |
НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000/^3:100/^3 Зав. № 656; Зав. № 657; Зав. № 658; Зав. № 653; Зав. № 654; Зав. № 655 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01292664 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 05156031 |
активная реактивная |
0,6 1,3 |
1,5 2,6 |
Примечания:
1. Допускается замена УСПД, измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ПС 220 кВ Кафа как его неотъемлемая часть.
2. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 2 - активная, реактивная.
3. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
4. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
9 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
(50±0,15) |
|
- температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- частота, Гц |
(50±0,4) |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ° С |
от -40 до +65 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера БД, °С |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
УСПД: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
ИВК: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД и УСПД с помощью
источника 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:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-220 УХЛ1 |
46527-11 |
27 |
|
Трансформатор напряжения |
НДКМ-220 УХЛ1 |
38000-08 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1 802RALQ-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
9 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
17049-14 |
1 |
|
Программное обеспечение |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС |
59086-14 |
1 |
|
Методика поверки |
МП 64778-16 |
- |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 64778-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Кафа. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 22 июля 2016 г.
Основные средства 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 измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков A1802RALQ-P4GB-DW-4 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 27008-04);
- 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 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
изложены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Кафа», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
