Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС "Крымская", ПС 110/6 кВ
| Номер в ГРСИ РФ: | 67022-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "ИнжЭнергоПроект", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС «Крымская», ПС 110/6 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67022-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС "Крымская", ПС 110/6 кВ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ИнжЭнергоПроект", г.Москва
Поверка
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 67022-17: Описание типа СИ | Скачать | 106.6 КБ | |
| 67022-17: Методика поверки РТ-МП-4102-500-2016 | Скачать | 947.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС «Крымская», ПС 110/6 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики электрической энергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
На уровне ИИК АИИС КУЭ реализуются следующие функции:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и нарастающим итогом на начало расчетного периода (день, месяц);
- автоматическая коррекция времени в составе системы обеспечения единого времени;
- автоматическую регистрацию событий, сопровождающих процессы измерения, в «Журнале событий»;
- хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений;
- предоставление доступа к измеренным значениям и «Журналам событий» со стороны информационно-вычислительного комплекса АИИС КУЭ.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. ИВКЭ выступает в качестве промежуточного хранилища измерительной информации и информации о средствах измерений.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора и обработки данных (Сервер БД), сервер точного времени; автоматизированные рабочие места на базе персональных компьютеров (АРМ); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных и программное обеспечение.
На третьем уровне АИИС КУЭ реализуются следующие функции:
- автоматический сбор результатов измерений электроэнергии с заданной дискретностью (30 мин);
- сбор и передача «Журналов событий» с нижних уровней в базу данных ИВК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений;
- масштабирование долей именованных величин количества электроэнергии;
- расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановление питания;
- формирование и передачу результатов измерений в ХМЬ-формате по электронной почте;
- организация дистанционного доступа компонентам АИИС КУЭ.
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.
Первичные токи преобразуются измерительными ТТ и ТН в допустимые для безопасных измерений значения и по проводным линиям поступают на измерительные входы Счетчиков (в случае отсутствия ТН подключение цепей напряжения Счетчика производится по проводным линиям, подключенных к первичному напряжению). В Счетчиках аналого-цифровой преобразователь осуществляет измерение мгновенных аналоговых значений величин, пропорциональных фазным напряжениям и токам по шести каналам, и выполняет преобразование их в цифровой код, а также передачу по скоростному последовательному каналу в микроконтроллер. Микроконтроллер по полученным измерениям вычисляет мгновенные значения активной и полной мощности.
Средняя активная и полная электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. При каждой вышеописанной итерации (30 мин) Счетчик записывает результат вычислений во внутреннюю память посредством ведения массивов мощности.
У СПД, установленный на уровне ИВКЭ, периодически с частотой не реже 3 раз в сутки, по проводным линиям связи опрашивает Счетчики ИИК и производит сбор и хранение информации в собственной базе данных.
На уровне ИВК Сервер БД не реже одного раза в сутки, в автоматическом режиме (либо по запросу в ручном режиме), посредством каналообразующей аппаратуры по протоколу TCP/IP инициирует сеанс связи с УСПД. После установки связи с устройством, происходит считывание результатов измерений за прошедшие сутки, производится дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в рамках согласованного регламента через каналы связи интернет-провайдеров. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ОАО «АК «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Передача информации от Сервера БД в программно-аппаратный комплекс коммерческого оператора ОРЭ (с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» и АИИС КУЭ смежных субъектов) с электронной цифровой подписью, системному оператору и в другие заинтересованные организации осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 (формат регламентирован Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка).
Каналы связи являются цифровыми и, соответсвенно, не вносят дополнительных погрешностей при измерениях. Передача данных на всех уровнях внутри системы организована с помощью сравнения контрольных сумм по стандартизированным протоколам передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ (Сервер БД, УСПД, Счетчики). В качестве эталонного времени в СОЕВ используется время, транслируемое ГЛОНАСС/GPS-системами и получаемое специализированными устройствами синхронизации времени (далее по тексту - УСВ) УСВ-2 (Регистрационный номер СИ № 41681-10) на уровне ИВКЭ и ССВ-1Г (Регистрационный номер СИ № 39485-08) на уровне ИВК.
Синхронизация времени Сервера БД и УСПД производится от УСВ автоматически не реже 1 раза в 30 минут.
Сличение времени УСПД и Счетчиков происходит при каждом обращении УСПД к Счетчикам. Коррекция времени Счетчика производится автоматически при обнаружении рассогласования времени более чем на ±1 с.
Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с/сут.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов Счётчика, УСПД и СБД отражаются в соответствующих журналах событий.
В АИИС КУЭ обеспечена защита от несанкционированного доступа на физическом уровне путем пломбирования:
- Счетчиков;
- всех промежуточных клеммников вторичных цепей;
- УСПД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» (версии не ниже 7.1). ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 7.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Другие идентификационные данные |
pso_metr.dll, версия 1.1.1.1 |
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» в соответсвии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных компонентов 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 4.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование |
Состав ИИК |
Состав ИВКЭ | ||
|
Трансформаторы тока |
Трансформаторы напряжения |
Счетчики электрической энергии |
УСПД | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110/6 кВ Крымская ОРУ-110 кВ ввод 110 кВ Т1 |
ТОГФ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Рег. № 44640-10 |
ЗНОГ-110 кл.т 0,5 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 61431-15 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 41681-10 |
|
2 |
ПС 110/6 кВ Крымская ОРУ-110 кВ ввод 110 кВ Т2 |
ТОГФ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Рег. № 44640-10 |
ЗНОГ-110 кл.т 0,5 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 61431-15 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 41681-10 |
|
3 |
ПС Крымская 110/6 кВ, ЗРУ 6 кВ, Ввод №1 яч. 101 |
ТШЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 3000/5 Рег. № 59869-15 |
НОЛ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 54370-13 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 41681-10 |
|
4 |
ПС Крымская 110/6 кВ, ЗРУ 6 кВ, Ввод №2 яч. 201 |
ТШЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 3000/5 Рег. № 59869-15 |
НОЛ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 54370-13 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 41681-10 |
|
5 |
ПС Крымская 110/6 кВ, ЩСН-0,4 кВ, Ввод ТСН-1 |
ТШП-0,66М кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 57564-14 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 41681-10 |
|
6 |
ПС Крымская 110/6 кВ, ЩСН-0,4 кВ, Ввод ТСН-2 |
ТШП-0,66М кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 57564-14 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 41681-10 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
COSф |
Границы интервала относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм< 20 % |
I20 %—К;м <I100% |
I100 %—^зм—1120% | ||
|
1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,1 |
±0,8 |
±0,7 |
±0,7 |
|
0,9 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
3, 4 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5 S; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±2,1 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±2,5 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,7 |
±3,1 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,5 |
±4,8 |
±3,0 |
±2,2 |
±2,2 | |
|
5, 6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5 S) |
1,0 |
±1,7 |
±0,9 |
±0,6 |
±0,6 |
|
0,9 |
±1,9 |
±1,1 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±2,4 |
±1,4 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±3,0 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±4,6 |
±2,7 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм< 20 % |
I20 %—К;м <I100% |
I100 %—!изм—1120% | ||
|
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,9 |
±2,6 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 |
|
0,8 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
0,7 |
±1,8 |
±1,5 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,5 |
±1,6 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
3, 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5 S; ТН 0,5) |
0,9 |
±5,7 |
±3,6 |
±2,6 |
±2,6 |
|
0,8 |
±4,0 |
±2,6 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,2 |
±2,2 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
5, 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S) |
0,9 |
±5,5 |
±3,3 |
±2,2 |
±2,2 |
|
0,8 |
±3,8 |
±2,4 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,7 |
±3,1 |
±2,0 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,3 |
±1,6 |
±1,0 |
±1,0 | |
П р и м е ч а н и я:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном cos9 = 0,8 инд. Допускается замена ТТ, ТН и Счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от UH0M, В |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
- частота сети, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °С |
от +18 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином, В |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- частота сети, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +50 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения Счетчиков и УСПД, °С |
от +10 до +30 |
|
Харектеристики надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
80000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
УСПД: - тридцатиминутные приращения энергии в двух направлениях по каждому ИК, сутки, не менее |
45 |
|
Сервер БД: - результаты измерений, «Журналы событий», показания за расчетные периоды, лет, не менее |
3,5 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ с/сут., не более |
±5 |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Кол-во |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-110 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-СЭЩ-10 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТШП-0,66М |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОГ-110 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ-СЭЩ-6 |
6 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
6 шт. |
|
Контроллер сетевой индустриальный |
СИКОН С70 |
1 шт. |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 шт. |
|
Источник частоты и времени/серверы синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 шт. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4102-500-2016 |
1 экз. |
|
Паспорт - формуляр |
0272-00-022-ПФ |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4102-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС «Крымская», ПС 110/6 кВ. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 19.12.2016 г.
Основные средства поверки:
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GPS (регистрационный номер 27008-04);
- приборы для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин Энерготестер ПКЭ (регистрационный номер 39900-08);
- термогигрометр CENTER (регистрационный номер 22129-09);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с Счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
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
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС «Крымская», ПС 110/6 кВ».
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
