Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Востока расширение в части новых точек учета
Номер в ГРСИ РФ: | 79795-20 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока расширение в части новых точек учета (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной энергии, а также, для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 79795-20 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Востока расширение в части новых точек учета |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 003-2020 |
Производитель / Заявитель
Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "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
79795-20: Описание типа СИ | Скачать | 304.1 КБ | |
79795-20: Методика поверки МП 007-2020 | Скачать | 9.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока расширение в части новых точек учета (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной энергии, а также, для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии класса 0,2S (в части активной энергии) 0,5 (в части реактивной энергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
3-й 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; радиосервер точного времени РСТВ-01; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные фазные 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в ЦСОД исполнительного аппарата (ИА) ПАО «ФСК ЕЭС», г. Москва, для последующей обработки, хранения и передачи.
Далее, данные с уровня АИИС КУЭ в ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» по цифровым каналам связи (на участке «подстанция - ИА ПАО «ФСК ЕЭС» каналы связи организованы посредством малых наземных станций спутниковой связи (МЗССС) и на участке «ИА ПАО «ФСК ЕЭС» - ИВК МЭС Востока» - с использованием единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ) поступают в базу данных сервера уровня ИВК МЭС Востока, где происходит хранение поступившей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации смежным субъектам и иным заинтересованным организациям путем формирования файлов формата XML80020.
Предусмотрена передача информации в АО «АТС» и смежные субъекты ОРЭМ, осуществляется по каналу связи с протоколом TCP \IP сети Internet в формате XML-файлов.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в АИИС КУЭ входит радиосервер точного времени РСТВ-01, обеспечивающий автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой всемирного координированного времени UTC (SU). Сервер сбора обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и часов сервера сбора более чем на ±1 с., с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
С интервалом 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специальное программное обеспечение АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - далее 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.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передач данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
СПО (АИИС КУЭ) ЕЭНС (Метроскоп) |
Наименование файла |
DataServer.exe, DataServer USPD.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.4. |
Цифровой идентификатор СПО: |
26B5C91CC43 C05945AF7A39C9EBFD218 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК ИИК и ИВКЭ АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Диспетчерское наименование точки учета |
Состав первого и второго уровней ИК | |||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ (успд, УССВ) | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ОВ-110 кВ |
ТОГФ-110 кл. т. 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 61432-15 |
НКФ-110-57 У1 кл. т. 0,5 Ктн= (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 14205-94 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857 06 |
RTU-325L Рег. №37288-08 РСТВ-01 Рег. №40586-12 |
2 |
ВЛ 110 кВ «Белогорск-Маслозавод №1» |
ТОГФ-110 кл. т. 0,2S Ктт=150/5 Рег. № 61432-15 |
НКФ-110-57 У1 кл. т. 0,5 Ктн= (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 14205-94 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857 11 | |
3 |
ВЛ 110 кВ «Белогорск-Маслозавод №2» |
ТОГФ-110 кл. т. 0,2S Ктт=150/5 Рег. № 61432-15 |
НКФ-110-57 У1 кл. т. 0,5 Ктн= (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 14205-94 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857 11 |
Примечания:
1 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 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||
1-3 |
Активная Реактивная |
±0,8 ±1,7 |
±1,6 ±2,5 |
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% 1ном cos9=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии и УСПД от плюс 15°С до плюс 30°С, температура окружающего воздуха в месте установка ТТ и ТН от минус 60°С до плюс 40°С. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество ИИК |
3 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды, °C |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от 90 до 110 от 1(2) до 120 от 0,5 инд. до 0,87 емк. от -60 до +40 от +10 до +30 от +10 до +30 0,5 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч ИВК: - коэффициент готовности, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
120000 1 100000 1 0,99 1 |
Продолжение таблицы 4
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее ИВКЭ: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
45 45 3,5 |
Погрешность СОЕВ, с/сут. |
±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 счетчика и УСПД фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в (функция автоматизирована):
- счетчиках;
- УСПД;
- ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации «АИИС КУЭ ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока расширение в части новых точек учета» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
9 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
6 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункци ональные |
A1802-RALQ-P4GB-DW |
1 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункци ональные |
A1802-RALQ-P4GB-DW |
2 шт. |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 шт. |
Устройство синхронизации системного времени |
РСТВ-01 |
1 шт. |
Методика поверки |
МП 007-2020 |
1 экз. |
Паспорт-Формуляр |
4716016979.411711.003.ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 007-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока расширение в части новых точек учета. Методика поверки», утвержденная ООО «МетроСервис» 23.07.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии ГОСТ 8.217-2003 «Трансформаторы тока. Методика поверки» и/или МИ 3123-2008 «ГСИ. Экспериментально-расчётная методика поверки измерительных трансформаторов тока на местах их эксплуатации»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «Трансформаторы напряжения. Методика поверки.» и/или МИ 2925-2005 «ГСИ.
Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/v3 кВ. Методика поверки на месте
эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- счетчики Альфа 1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа 1800. «Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.
- УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и придачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП» утверждённую ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)/KTOHACC, (рег. № 46656-11);
- термогигрометр Ива-6А-Д (рег. № 46434-11);
- прибор для измерения электрических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор 3.3Т1 (рег. №39952-08).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ 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 (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока расширение в части новых точек учета, аттестованном ООО «МетроСервис», аттестат аккредитации № RA.RU.311779 от 10.08.2016 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