Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Таловка
| Номер в ГРСИ РФ: | 65765-16 |
|---|---|
| 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 Таловка (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 65765-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Таловка |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1736 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 65765-16: Описание типа СИ | Скачать | 108.2 КБ | |
| 65765-16: Методика поверки РТ-МП-3605-500-2016 | Скачать | 1.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Таловка (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Таловка ПАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают 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, включающие шлюзы Е-422, сетевые концентраторы, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал 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 и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на выходы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает счетчики 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 (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 центром сбора и обработки данных (далее по тексту - 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» автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) 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 (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Сличение часов счетчиков и ИВК происходит при каждом сеансе связи. Коррекция проводится при расхождении часов счетчиков и сервера на значение, превышающее ±2 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»). СПО ИВК 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 ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
|
Таблица 2 - Состав 1-го уровня И |
К АИИС КУЭ | |||
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав 1-го уровня ИК | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
ПС 220/110/10 кВ "Таловка", ОРУ-110 кВ, 2 С 110 кВ, ВЛ 110 кВ №460 |
ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 5674; 5093; 5432 Г осреестр № 2793-71 |
НКФ-110-83 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 41523; 39114; 39198 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 472467 Г осреестр № 25971-06 |
|
2 |
ПС 220/110/10 кВ "Таловка", ОРУ-110 кВ, 2 С 110 кВ, ВЛ 110 кВ № 462 |
ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 38632; 38581; 38636 Г осреестр № 2793-71 |
НКФ-110-83 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 41523; 39114; 39198 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 451980 Г осреестр № 25971-06 |
|
3 |
ПС 220/110/10 кВ "Таловка", ОРУ-110 кВ, 1 С 110 кВ, ВЛ 110 кВ № 463 |
ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 38633; 37950; 37948 Г осреестр № 2793-71 |
НКФ-110-83 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 41240; 41444; 41178 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 451892 Г осреестр № 25971-06 |
|
4 |
ПС 220/110/10 кВ "Таловка", ОРУ-110 кВ, ОСШ-110 кВ, ОВ-110 кВ |
ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 38596; 33933; 37934; 30010; 30014; 29993 Г осреестр № 2793-71 |
НКФ-110-83 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 41240; 41444; 41178 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 451890 Г осреестр № 25971-06 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
5 |
ПС 220/110/10 кВ "Таловка", КРУН-10 кВ, 2сш-10кВ, яч.4, В-ПГТ-ВЛ № 460 |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 0949; 0426 Г осреестр № 2473-00 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1252 Г осреестр № 831-69 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577951 Г осреестр № 25971-06 |
|
6 |
ПС 220/110/10 кВ "Таловка", КРУН-10 кВ, ОСШ-10 кВ, ОВ-10 кВ |
ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 3236; 2641 Г осреестр № 2363-68 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2341 Г осреестр № 831-69 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577949 Г осреестр № 25971-06 |
|
7 |
ПС 220/110/10 кВ "Таловка", КРУН-10 кВ, 1сш-10кВ, яч.3, Л-3 |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 2506; 2500 Г осреестр № 2473-00 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2341 Г осреестр № 831-69 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 578083 Г осреестр № 25971-06 |
|
8 |
ПС 220/110/10 кВ "Таловка", КРУН-10 кВ, 1сш-10кВ, яч.7, В-ПГ-10 кВ |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 0453; 2501 Г осреестр № 2473-00 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2341 Г осреестр № 831-69 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577950 Г осреестр № 25971-06 |
|
9 |
ПС 220/110/10 кВ "Таловка", КРУН-10 кВ, 2сш-10кВ, яч.8, Л-8 |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 4125; 6312 Г осреестр № 2473-00 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1252 Г осреестр № 831-69 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 451992 Г осреестр № 25971-06 |
|
Таблица 3 - Метрологические ха |
рактеристики ИК АИИС КУЭ | |||
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—1120% | ||
|
1 - 9 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относит ИК при измерении реактивной электри рабочих условиях эксплуатации АИ |
ельной погрешности [ческой энергии в ИС КУЭ (5), % | |
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
1100 %— I изм— 1120% | ||
|
1 - 9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
±6,6 |
±3,8 |
±3,0 |
|
0,8 |
±4,6 |
±2,8 |
±2,3 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,4 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±3,0 |
±2,0 |
±1,7 | |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 В качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны границы интервала, соответсвующие вероятности 0,95;
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01 •ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^1н;
— температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков -от 18 до 25 °С; ИВК - от 10 до 30 °С;
- частота - (50±0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^ин1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,014н1 до 1,2-1н1;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8^ин2 до 1,15^ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,014н2 до 24н2;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
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;
- счетчики электроэнергии EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 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 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б-ГУ1 |
15 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
8 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-83 У1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
EPQS 111.21.18LL |
9 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-3605-500-2016 |
1 |
|
Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.045.16.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3605-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Таловка. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 29.07.2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для 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»;
- для счетчиков электроэнергии EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;
- 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;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство 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 Таловка». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений RA.RU.311298/116-2016 от 27.07.2016 г. 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
