Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС "Гусев"
| Номер в ГРСИ РФ: | 74308-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Совместное предприятие "Энергосетьстрой", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Гусев» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74308-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС "Гусев" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
АО "Совместное предприятие "Энергосетьстрой", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 74308-19: Описание типа СИ | Скачать | 98.9 КБ | |
| 74308-19: Методика поверки МП 206.1-228-2018 | Скачать | 959.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Гусев» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325T (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени Метроном 300 (Рег. № 56465-14) (далее - УСВ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПС «Гусев», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Телескоп +».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и УСВ более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и УСВ не более ± 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.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Телескоп +» версии не ниже 4.05, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Телескоп +» 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 «Телескоп +».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО «Телескоп +» |
Сервер сбора данных |
SERVER- MZ4.dll |
не ниже 4.05 |
f851b28a924da 7cde6a57eb2ba 15af0c |
MD5 |
|
АРМ Энергетика |
ASCUE_MZ4.dll |
Cda718bc6 dl23b63a8822a b86c2751ca | |||
|
Пульт диспечера |
PD_MZ4.dll |
2b63c8c01bcd6 1c4f5bl5e097f1 ada2f |
ПО «Телескоп +» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэне ргии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основна я погрешн ость, % |
Погреш ность в рабочих условия х, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ВЛ-110кВ 0-54 Гусев - 0-20 Озёрск Л-113 |
ТФЗМ-110Б - 1У1 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 |
ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 61431-15 |
A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325Т Рег. № 44626-10 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,7 |
|
2 |
ВЛ-110кВ Маяковская ТЭС-0-54 Гусев №1 Л-107 |
ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15 |
ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 61431-15 |
A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325Т Рег. № 44626-10 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,6 |
|
3 |
ВЛ-110кВ Маяковская ТЭС-0-54 Гусев №2 Л-189 |
ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15 |
ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 61431-15 |
A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325Т Рег. № 44626-10 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,6 |
|
4 |
ВЛ-110кВ 0-54 Гусев-0-37 Лунино Л-102 |
ТФЗМ-110Б - ГУ1 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 |
ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 61431-15 |
A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325Т Рег. № 44626-10 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,7 |
|
5 |
ВЛ-110кВ 0-54 Гусев-0-15 Нестеров Л-101 |
ТФЗМ-110Б - Iy1 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 |
ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 61431-15 |
A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325Т Рег. № 44626-10 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,7 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
6 |
СВ 110кВ |
ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15 |
ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 61431-15 |
A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325T Рег. № 44626-10 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,6 |
|
7 |
ОВ 110кВ |
ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15 |
ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 61431-15 |
A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325T Рег. № 44626-10 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,6 |
|
8 |
Т-1 110кВ |
ТФЗМ-110Б - !У1 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 12692; Зав. № 21019; Зав. № 20971 Рег. № 2793-71 |
ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 61431-15 |
A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325T Рег. № 44626-10 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,7 |
|
9 |
Т-2 110кВ |
ТФЗМ-110Б - !У1 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 |
ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 61431-15 |
A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325T Рег. № 44626-10 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,7 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд 1=0,02(0,05)-!ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 9 от 0 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
5. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов.
6. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
9 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: |
от -40 до +65 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика A18O2RALXQV- P4GB1 -DW-4 |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД RTU-325T |
55000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
114 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
45 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Гусев» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б - 1У1 |
15 |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-110 III УХЛ1 |
12 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОГ-110 У1 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALXQV- P4GB1 -DW-4 |
9 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325T |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
Метроном 300 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«Телескоп +» |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-228-2018 |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
АИИС КУЭ.001.СТСТР.ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-228-2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Гусев». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.12.2018 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя »;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков A18O2RALXQV- P4GB1 -DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- УСПД RTU-325T - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Гусев», аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 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
