Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Таловка
| Номер в ГРСИ РФ: | 67986-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) 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 | 67986-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Таловка |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ АУВП.411711.ФСК.045.16 |
Производитель / Заявитель
ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 67986-17: Описание типа СИ | Скачать | 105 КБ | |
| 67986-17: Методика поверки РТ-МП-4364-500-2017 | Скачать | 5.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Таловка (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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) автоматически опрашивает счетчики с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос счетчиков выполняется по резервному каналу 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. В сервере БД ИВК 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.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Таловка ПАО «ФСК 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.
Погрешность измерения системного времени 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 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 программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с
Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав первого уровня И |
К | |
|
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 |
НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 39114; 39198; 41523 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS111.21.18.LL 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 |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 400/5 Зав. № 12896; 12897; 12898 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 39114; 39198; 41523 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS111.21.18.LL 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 |
НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 41178; 41240; 41444 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS111.21.18.LL 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 |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 400/5 Зав. № 12899; 12900; 12901 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 41178; 41240; 41444 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 451890 Г осреестр № 25971-06 |
|
5 |
ПС 220/110/10 кВ "Таловка", КРУН-10 кВ, 1сш-10 кВ, яч.3, Л-3 |
ТЛМ-10-2 У3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 2500; 2506 Г осреестр № 2473-69 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2341 Г осреестр № 831-69 |
EPQS111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 451991 Г осреестр № 25971-06 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
6 |
ПС 220/110/10 кВ "Таловка", КРУН-10 кВ, 2сш-10 кВ, яч.4, В-ПГТ-ВЛ № 460 |
ТЛМ-10-2 У3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 426; 949 Г осреестр № 2473-69 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1252 Г осреестр № 831-69 |
EPQS111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577951 Г осреестр № 25971-06 |
|
7 |
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-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2341 Г осреестр № 831-69 |
EPQS111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577949 Г осреестр № 25971-06 |
|
8 |
ПС 220/110/10 кВ "Таловка", КРУН-10 кВ, 1сш-10 кВ, яч.7, В-ПГ-10 кВ |
ТЛМ-10-2 У3 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 2501; 0453 Г осреестр № 2473-69 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2341 Г осреестр № 831-69 |
EPQS111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577950 Г осреестр № 25971-06 |
|
9 |
ПС 220/110/10 кВ "Таловка", КРУН-10 кВ, 2сш-10 кВ, яч.8, Л-8 |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 4125; 6312 Г осреестр № 2473-69 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1252 Г осреестр № 831-69 |
EPQS111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 451992 Г осреестр № 25971-06 |
|
10 |
фидер 10 кВ №15 (ПГ для ВЛ 220 кВ) |
ТЛМ-10-2 У3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 5316; 5317 Г осреестр № 2473-69 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2341 Г осреестр № 831-69 |
EPQS111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577945 Г осреестр № 25971-06 |
|
11 |
фидер 10 кВ №6 |
ТЛМ-10-2 У3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 3496; 8110 Г осреестр № 2473-69 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1252 Г осреестр № 831-69 |
EPQS111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577954 Г осреестр № 25971-06 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм< 20 % |
I20 %—I и;м'<I 100% |
I100 %—^зм—1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 3, 5 — 11 (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 | |
|
2, 4 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,3 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,3 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интер] ИК при изме рабочих усл< дове] |
вала допускаемой относительной погрешности рении реактивной электрической энергии в овиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при рительной вероятности, равной 0,95 | ||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм< 20 % |
I20 %—I и;м'<I 100% |
I100 Торизм—1120% | ||
|
1, 3, 5 — 11 (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 | |
|
2, 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,9 |
±3,0 |
±2,5 |
±2,3 |
±2,3 |
|
0,8 |
±2,4 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±2,2 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±2,0 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9<1,0 нормируется от 12%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
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^н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- частота - (50+0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^Uh1 до 1,1-Uh1; диапазон силы первичного тока - от 0,01-Ih1 до 1,2-Ih1;
- частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8<’||2 до 1,15^Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 •1н2 до 2^Ih2;
- частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 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.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТГФМ-110 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10-2 У3 |
10 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ110-83У1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66У3 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
EPQS111.21.18.LL |
11 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4364-500-2017 |
1 |
|
Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.045.16ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4364-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Таловка. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 18.04.2017 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), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства 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;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39937-08;
- термометр стеклянный ТС-7-М1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 1198-12.
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 измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Таловка».
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
