Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Белка
| Номер в ГРСИ РФ: | 66925-17 |
|---|---|
| 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 Белка (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 | 66925-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Белка |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1760 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 66925-17: Описание типа СИ | Скачать | 117 КБ | |
| 66925-17: Методика поверки МП 206.1-003-2017 | Скачать | 1017 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Белка (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 (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (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
(ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового-рынка электроэнергии (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных
рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных и специальное программное обеспечение (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.
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 (ЕНЭС) (Метроскоп) автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи Ethernet.
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 (ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML и передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «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. 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.
Погрешность системного времени не превышает ±5 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) (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
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
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 и 4, нормированы с учетом ПО.
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, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.
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 Белка | ||||||
|
1 |
ПС 220/110/10 кВ Белка; ОРУ 110кВ; яч.ВЛ 110кВ Белка - Черемухово |
ТФЗМ-110Б-1У1 класс точности 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 38436; 38448; 38437 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110 класс точности 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 42110; 42074; 42123 Рег. № 26452-04 |
ЕРQS 111.21.18LL класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 471256 Рег. № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 25082024 Рег. № 17049-09 |
активная реактивная |
|
2 |
ПС 220/110/10 кВ Белка; ОРУ 110кВ; яч.ВЛ 110кВ Белка - Красный Октябрь с отпайками |
ТФЗМ-110Б-1У1 класс точности 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 38854; 38870; 38831 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110 класс точности 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 42077; 41959; 41598 Рег. № 26452-04 |
ЕРQS 111.21.18LL класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 571970 Рег. № 25971-06 |
активная реактивная | |
|
3 |
ПС 220/110/10 кВ Белка; ОРУ 110кВ; яч.ВЛ 110кВ Белка - Ива №1 |
ТФЗМ-110Б-1У1 класс точности 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 38848; 38792; 38798 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110 класс точности 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 42077; 41959; 41598 Рег. № 26452-04 |
ЕРQS 111.21.18LL класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 587577 Рег. № 25971-06 |
активная реактивная | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
4 |
ПС 220/110/10 кВ Белка; ОРУ 110кВ; яч.ВЛ 110кВ Белка - Ива №2 |
ТФЗМ-110Б-1У1 класс точности 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 38837; 38853; 38850 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110 класс точности 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 42110; 42074; 42123 Рег. № 26452-04 |
ЕРQS 111.21.18LL класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 472359 Рег. № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 25082024 Рег. № 17049-09 |
активная реактивная |
|
5 |
ПС 220/110/10 кВ Белка; ОРУ 110кВ; яч.ВЛ 110кВ Белка - Першино с отпайками |
ТФЗМ-110Б-1У1 класс точности 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 38810; 38857; 38808 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110 класс точности 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 42110; 42074; 42123 Рег. № 26452-04 |
ЕРQS 111.21.18LL класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 471645 Рег. № 25971-06 |
активная реактивная | |
|
6 |
ПС 220/110/10 кВ Белка; ОРУ 110кВ; ОВМ 110кВ |
ТФЗМ-110Б-1У1 класс точности 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 38866; 38855; 38871 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110 класс точности 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 42077; 41959; 41598 Рег. № 26452-04 |
ЕРQS 111.21.18LL класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 578032 Рег. № 25971-06 |
активная реактивная | |
|
7 |
ПС 220/110/10 кВ Белка; ОПУ 0,4кВ; 2 секция 0,4кВ; ввод 0,4кВ ТСН2 10/0,4кВ |
ТШП-0,66 класс точности 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 6092635; 6093875; 6093891 Рег. № 64182-16 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0104075124 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК (± д), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||||
|
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 - 6 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,8 |
2,8 |
5,4 |
1,9 |
2,9 |
5,5 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,1 |
1,6 |
2,9 |
1,2 |
1,7 |
3,0 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |
|
7 (ТТ 0,5; Сч 0,2S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,7 |
2,7 |
5,3 |
1,8 |
2,8 |
5,3 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,4 |
2,6 |
1,0 |
1,5 |
2,7 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,6 |
0,9 |
1,8 |
0,8 |
1,1 |
1,9 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Основная относительная погрешность ИК (± д), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||
|
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 - 6 (ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 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 | |
|
7 (ТТ 0,5; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
4,3 |
2,5 |
4,4 |
2,6 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,2 |
1,3 |
2,3 |
1,5 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,5 |
1,0 |
1,6 |
1,2 | |
Примечания
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 5i(2)%q для созф<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 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005; ГОСТ 30206-94 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005; ГОСТ 26035-83 в части реактивной электроэнергии.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
7 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,87 |
|
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 |
от +21 до +25 |
|
ГОСТ 30206-94 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005 |
от +21 до +25 |
|
ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН |
от -10 до +40 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
|
- для УСПД |
от -10 до +50 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электрической энергии EPQS: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
48 |
|
не более счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
|
не более УСПД ЭКОМ-3000: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Г лубина хранения информации электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, лет, не более |
5 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
ИВКЭ: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, суток, не менее |
35 |
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).
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 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1У1 |
18 |
|
Трансформатор тока ТШП-0,66 |
3 |
|
Трансформатор напряжения НКФ-110 |
6 |
|
Счётчики электрической энергии многофункциональные EPQS |
6 |
|
Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
|
УСПД типа ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Методика поверки МП 206.1-003-2017 |
1 |
|
Паспорт-формуляр АУВП.411711.ФСК.031.09.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-003-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Белка. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 25.01.2017 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;
- средства измерений по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- средства измерений по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков EPQS - в соответствии с документом РМ 1039597-26:2002 «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS», утвержденным Государственной службой метрологии Литовской Республики;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с документом ИЛГШ.411151.124 РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ и согласованным с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314), Рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Белка». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/140-2016 от 15.08.2016 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
