Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ "Тамань"
| Номер в ГРСИ РФ: | 75171-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Тамань» (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 | 75171-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ "Тамань" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 25 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 75171-19: Описание типа СИ | Скачать | 310.8 КБ | |
| 75171-19: Методика поверки | Скачать | 1.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Тамань» (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 распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - ЕНЭС), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 59086-14, включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС) Юга, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времении UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы 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.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ) При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных 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.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 500 кВ «Тамань» 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.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит УССВ, которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация внутренних часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с источником точного времени более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации из счетчиков с периодичностью 1 раз в 30 мин, УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии и в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее -СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами 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 |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
|
Другие идентификационные данные |
DataServer.exe, DataServer USPD.exe |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) «высокий» в соответствии с
Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, соответственно.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав первого и второго уровней И |
[К АИИС КУЭ | ||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | ||
|
33 |
ПС 500/220/10 кВ «Тамань», ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Тамань-Вышестеблиевская №2 |
ТОГФ-220 кл.т. 0,2S Ктт = 800/1 рег. № 61432-15 ф. А, В, С |
НДКМ-220 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 60542-15, ф. А, В, С |
А1802RALXQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
ЭКОМ-3000, рег. № 17049-14 |
|
34 |
ПС 500/220/10 кВ «Тамань», ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Тамань-Виноградная |
ТОГФ-220 кл.т. 0,2S Ктт = 800/1 рег. № 61432-15 ф. А, В, С |
НДКМ-220 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 60542-15, ф. А, В, С |
А1802RALXQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
35 |
ПС 500/220/10 кВ «Тамань», ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Тамань-Порт I цепь |
ТОГФ-220 кл.т. 0,2S Ктт = 800/1 рег. № 61432-15 ф. А, В, С |
НДКМ-220 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 60542-15, ф. А, В, С |
А1802RALXQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
36 |
ПС 500/220/10 кВ «Тамань», ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Тамань-Порт II цепь |
ТОГФ-220 кл.т. 0,2S Ктт = 800/1 рег. № 61432-15 ф. А, В, С |
НДКМ-220 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 60542-15, ф. А, В, С |
А1802RALXQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cosф |
Границы ин измерении (±5) |
гервала допускаемой относительной погрешности ИК при активной электрической энергии в нормальных условиях , %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51 %, |
52 %, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
11% — I изм< I2 % |
I2% — I изм< I5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
33, 34, 35, 36 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
±1,0 |
±1,0 |
±0,6 |
±0,5 |
±0,5 |
|
0,87 |
- |
±1,1 |
±0,7 |
±0,6 |
±0,6 | |
|
0,8 |
- |
±1,2 |
±0,8 |
±0,6 |
±0,6 | |
|
0,5 |
- |
±1,9 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы ин измерении р (±5) |
тервала допускаемой относительной погрешности ИК при еактивной электрической энергии в нормальных условиях , %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51 %, |
52 %, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
11% — I изм< I2 % |
I2% — I изм< I5 % |
I5 %— I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
33, 34, 35, 36 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
0,87 |
- |
±2,1 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±1,9 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,5 |
- |
±1,5 |
±1,0 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||||
|
51 %, |
52 %, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1% — I изм< I2 % |
I2% — I изм< I5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
33, 34, 35, 36 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
±1,2 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,87 |
- |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,8 |
- |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,5 |
- |
±2,0 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||||
|
51 %, |
52 %, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
11% — I изм< I2 % |
I2% — I изм< I5 % |
I5 %— I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
33, 34, 35, 36 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
0,87 |
- |
±2,5 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,8 |
- |
±2,3 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±1,9 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, (±А), с±5
Примечания:
1 Погрешность измерений электрической энергии 5%P для cos9=1,0 нормируется от 11%, погрешность измерений 5%P и 5%q для cos9<1,0 нормируется от 12%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха
в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 33-36 от плюс 15 до плюс 30 °C.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД 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 указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
4 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,87 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности, не менее |
0,5 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН |
от -40 до +40 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +65 |
|
- для УСПД |
от -30 до +50 |
|
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
УСПД - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сутки, не менее |
45 |
|
при отключенном питании, лет, не менее |
10 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 счетчиков и УСПД 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;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ-220 |
12 |
|
Трансформаторы напряжения |
НДКМ-220 |
6 |
|
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 |
4 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
ФЭМ-18-25.ФО |
1 |
|
Методика поверки |
МП 029-2019 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 029-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Тамань». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 29.03.2019 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 по 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»;
- счетчик типа Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки. ПБКМ.421459.007 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20.04.2014 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- метеометр МЭС-200А: диапазон измерений температуры от минус 40 до плюс 85°С, диапазон измерений относительной влажности от 10 до 98 %, Рег. № 27468-04.
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 с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Тамань», аттестованном 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
