Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная
| Номер в ГРСИ РФ: | 73706-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 73706-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 73706-18: Описание типа СИ | Скачать | 92.1 КБ | |
| 73706-18: Методика поверки МП-162-RA .RU.310556-2018 | Скачать | 3.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним
организациям,
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает три уровня:
1 -й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (далее - ИИК ТИ);
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ);
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (далее - ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (далее - ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования импульсов телеметрии, число которых
подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).
ИВКЭ состоит из устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа ЭКОМ-3000 (Рег. №17049-14), связующих компонентов и автоматизированного рабочего места (далее -АРМ).
ИВКЭ обеспечивает ведение журналов событий, сбор результатов измерений и журналов событий со счетчиков электрической энергии, хранение результатов измерений и журналов событий, передачу результатов измерений на уровень ИВК, синхронизацию шкалы времени часов счетчиков со шкалой времени UTC (SU), приведение результатов измерений к именованным величинам с учетом коэффициентов трансформации, отображение результатов измерений.
В АИИС КУЭ используется информационно-вычислительный комплекс, входящий в состав системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети.
ИВК осуществляет: сбор, обработку и хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений и журналов событий счетчиков; измерение времени в шкале UTC(SU); синхронизацию часов счетчиков; ведение журналов событий.
ИВК обеспечивает перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, формирование отчетных документов и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» в информационные системы смежных субъектов оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020 в соответствии с требованиями регламентов оптового рынка электроэнергии. Передача результатов измерений в формате XML 80020 заверенных электронно-цифровой подписью осуществляется с АРМ.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень ИК и их состав приведен в таблице 1. Замену измерительных компонентов оформляют в соответствии с МИ 2999-2018.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе с национальной шкалой времени UTC (SU) в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ), в качестве которого используется радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (Рег. №40586-12). УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при расхождения часов сервера со шкалой УССВ более чем на ± 1 с. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД -сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера 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 ± 1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Перечень ИК и измерительных компонентов в составе ИИК ТИ приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень ИК и измерительных компонентов в составе ИИК ТИ
|
№ИК |
Диспетчерское наименование ИК |
Состав первого уровня АИИС КУЭ | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Исконная |
ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2 Ктр=1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. №52619-13 |
НДКМ-220 УХЛ1 Ктр=(220000:^3)/ (100/^3) Кл. т. 0,2 Рег. №60542-15 |
Альфа А1800 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
2 |
ВЛ 110 кВ Исконная - Лимбя- Яха1 цепь |
ТВ-110 УХЛ3 Ктр=500/1 Кл. т. 0,2S Рег. №60746-15 |
НДКМ-110 УХЛ1 Ктр=(110000:^3)/ (100/^3) Кл. т. 0,2 Рег. №60542-15 |
Альфа А1800 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
|
3 |
ВЛ 110 кВ Исконная - Лимбя-Яха II цепь |
ТВ-110 УХЛ3 Ктр=500/1 Кл. т. 0,2S Рег. №60746-15 |
НДКМ-110 УХЛ1 Ктр=(110000:^3)/ (100/^3) Кл. т. 0,2 Рег. №60542-15 |
Альфа А1800 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
|
4 |
КТПН 35/0,4 кВ, Фидер №1 на стороне 0,4 кВ |
KS 50-02 Ктр=200/5 Кл. т. 0,5S Рег. №71711-18 |
Не используется |
Альфа А1800 кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 |
|
5 |
КТПН 35/0,4 кВ, Фидер №2 на стороне 0,4 кВ |
KS 50-02 Ктр=100/5 Кл. т. 0,5S Рег. №71711-18 |
Не используется |
Альфа А1800 кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 |
|
6 |
КТПН 35/0,4 кВ, Фидер №3 на стороне 0,4 кВ |
KS 50-02 Ктр=100/5 Кл. т. 0,5S Рег. №71711-18 |
Не используется |
Альфа А1800 кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 |
|
7 |
ЩСН 0,4 кВ, Хоз. нужды на стороне 0,4 кВ (Н+01) |
ТШП-0,66 Ктр=200/5 Кл. т. 0,5S Рег. №64182-16 |
Не используется |
Альфа А1800 кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 |
|
8 |
ЩСН 0,4 кВ, Хоз. нужды на стороне 0,4 кВ (Н+07) |
ТШП-0,66 Ктр=200/5 Кл. т. 0,5S Рег. №64182-16 |
Не используется |
Альфа А1800 кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 |
|
УСПД ЭКОМ-3000 (Рег. №17049-14) входит в состав всех ИК | ||||
|
Примечание: допускается замена измерительных компонентов на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже чем у перечисленных | ||||
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 2.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с
Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 -Идентификационные признаки ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d223ed6393702747769a45de8e67b57e |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 для склейки файлов DataServer.exeи DataServer_USPD.exe |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК № 1, 2, 3 |
ИК № 4, 5, 6, 7, 8 | ||||
|
5woA, % |
6wa, % |
6wP, % |
5woA, % |
5wa, % |
6wP, % | ||
|
2 |
0,50 |
±1,8 |
±2,0 |
±2,1 |
±4,7 |
±4,9 |
±3,7 |
|
2 |
0,80 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,3 |
±2,6 |
±3,0 |
±4,7 |
|
2 |
0,87 |
±1,1 |
±1,3 |
±2,5 |
±2,3 |
±2,8 |
±5,5 |
|
2 |
1,00 |
±0,9 |
±1,2 |
- |
±1,8 |
±2,3 |
- |
|
5 |
0,50 |
±1,3 |
±1,4 |
±1,9 |
±2,8 |
±3,2 |
±3,3 |
|
5 |
0,80 |
±0,9 |
±1,1 |
±2,1 |
±1,7 |
±2,3 |
±3,8 |
|
5 |
0,87 |
±0,8 |
±1,1 |
±2,1 |
±1,6 |
±2,2 |
±4,1 |
|
5 |
1,00 |
±0,6 |
±0,8 |
- |
±1,0 |
±1,4 |
- |
|
20 |
0,50 |
±0,9 |
±1,2 |
±1,7 |
±1,9 |
±2,4 |
±3,0 |
|
20 |
0,80 |
±0,6 |
±1,0 |
±1,8 |
±1,1 |
±1,8 |
±3,2 |
|
20 |
0,87 |
±0,6 |
±0,9 |
±1,8 |
±1,0 |
±1,8 |
±3,4 |
|
20 |
1,00 |
±0,5 |
±0,7 |
- |
±0,8 |
±1,3 |
- |
|
100, 120 |
0,50 |
±0,9 |
±1,2 |
±1,7 |
±1,9 |
±2,4 |
±3,0 |
|
100, 120 |
0,80 |
±0,6 |
±1,0 |
±1,8 |
±1,1 |
±1,8 |
±3,2 |
|
100, 120 |
0,87 |
±0,6 |
±0,9 |
±1,8 |
±1,0 |
±1,8 |
±3,4 |
|
100, 120 |
1,00 |
±0,5 |
±0,7 |
- |
±0,8 |
±1,3 |
- |
|
Пределы допускаемых значений поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU) ± 5 с | |||||||
|
Нормальные условия измерений - по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31818.11-2012, ТУ 4228011-29056091-11 SWoA - доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении активной электрической энергии при вероятности Р=0,95; 6WA - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95; 6WP- доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95. | |||||||
Таблица 4 - Технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование |
Значение |
|
Количество измерительных каналов (ИК) |
8 |
|
Период измерений электрической энергии, минут |
30 |
|
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут |
30 |
|
Формирование XML-файла для передачи внешним системам |
автоматическое |
|
Формирование базы данных с результатами измерений |
автоматическое |
|
Г лубина хранения результатов измерений в ИВК не менее, лет |
3,5 |
|
Г лубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток |
90 |
|
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ |
автоматическое |
|
Рабочие условия измерений: | |
|
температура для измерительных трансформаторов, °С |
от -45 до +40 |
|
температура для счетчиков, связующих компонентов, °С |
от 0 до +40 |
|
температура для оборудования ИВКЭ, °С |
от +10 до +35 |
|
частота питающей сети, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
напряжение питающей сети, % от ином |
от 90 до 110 |
|
Допускаемые значения неинформативных параметров: | |
|
ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
напряжение, % от ином |
от 90 до 110; |
|
коэффициент мощности, cos9 |
0,5инд.-1,0-0,5емк. |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра 3891-ИОС.ТР.АИИСКУЭ.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная. Формуляр».
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Кол-во, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-110 УХЛ3 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
KS 50-02 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТШП-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НДКМ-220 УХЛ1 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НДКМ-110 УХЛ1 |
6 |
|
Устройствосбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Счетчик электрической энергии |
А1800 |
8 |
|
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная. Формуляр |
3891- ИОС.ТР.АИИСКУЭ.ФО |
1 |
|
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная. Методика поверки |
МП- 162-RA.RU.310556-2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу Mn—162-RA.RU.310556-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 14 ноября 2018 г.
Основные средства поверки:
- NTP серверы, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени, вторичных эталонов ВЭТ 1-5, ВЭТ 1-7 или ВЭТ 1-19;
- для параметров вторичных цепей - в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для счетчиков электрической энергии Альфа А1800 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
- для устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000- в соответствии с методикой поверки ПБКМ.421459.007 МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2014 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Исконная. Свидетельство об аттестации методики измерений №398-RA.RU.311735-2018 от «14» ноября 2018г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
