Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Барсуки
| Номер в ГРСИ РФ: | 81006-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Ветроэнергетическая отдельная генерирующая компания" (АО "ВетроОГК"), г. Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Барсуки (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 81006-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Барсуки |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 001 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Ветроэнергетическая отдельная генерирующая компания" (АО "ВетроОГК"), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 81006-21: Описание типа СИ | Скачать | 338.8 КБ | |
| 81006-21: Методика поверки МП ЭПР-311-2020 | Скачать | 8.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Барсуки (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер, программное обеспечение (ПО «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Сервер осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) и с другими АИИС КУЭ, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе АО «АТС» и прочими заинтересованными организациями в рамках согласованного регламента.
Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов установленных форматов, в том числе заверенных электронно-цифровой подписью, в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов УСПД с УССВ осуществляется не реже 1 раза в час. Корректировка часов УСПД производится при расхождении на ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов сервера производится при расхождении ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении более ±2 с, не чаще 1 раза в сутки.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.11.02 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
УССВ |
Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
1 |
ПС 330 кВ Барсуки, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Невинномысск-Барсуки I цепь |
ТОГФ-330 300/1 Кл.т. 0,2S Рег. № 61432-15 Фазы: А; В; С |
НАМИ-330 330000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
RTU-327L Рег. № 4190709 |
УССВ-2 Рег. № 5407413 |
HPE ProLiant DL20 Gen10 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 |
|
2 |
ПС 330 кВ Барсуки, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Невинномысск-Барсуки II цепь |
ТОГФ-330 300/1 Кл.т. 0,2S Рег. № 61432-15 Фазы: А; В; С |
НАМИ-330 330000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 | |||
|
3 |
ПС 330 кВ Барсуки, КРУ-35, яч. 13 |
ТОЛ-НТЗ-35 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-35 35000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 | |||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
4 |
ПС 330 кВ Барсуки, КРУ-35, яч. 21 |
ТОЛ-НТЗ-35 3000/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-35 35000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
RTU-327L Рег. № 4190709 |
УССВ-2 Рег. № 5407413 |
HPE ProLiant DL20 Gen10 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 |
|
5 |
ПС 330 кВ Барсуки, КРУ-35, яч. 32 |
ТОЛ-СЭЩ-35 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-35 35000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 | |||
|
6 |
ПС 330 кВ Барсуки, КРУ-35, яч. 46 |
ТОЛ-НТЗ-35 3000/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-35 35000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 | |||
|
7 |
ПС 330 кВ Барсуки, ЩСН ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТШП-0,66 800/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С |
— |
A1802RLXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
Активная Реактивная |
0,4 0,9 |
1,4 2,4 | |||
|
8 |
ПС 330 кВ Барсуки, ЩСН ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТШП-0,66 800/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С |
— |
A1802RLXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
Активная Реактивная |
0,4 0,9 |
1,4 2,4 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
9 |
ПС 330 кВ Барсуки, РУ 10 кВ, СШ 10 кВ, ВЛ 10 кВ Ф-262 (секции РУ-10 кВ ПС 35/10 кВ «Старо-дворцовская») |
ТПОЛ-10 100/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 47958-16 Фазы: А; С |
ЗНОЛП-НТЗ-35 10000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4GB- DW-GP-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
RTU-327L Рег. № 4190709 |
УССВ-2 Рег. № 5407413 |
HPE ProLiant DL20 Gen10 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС времени UTC(SU) |
КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы |
±5 с | ||||||||
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном; cos j = 0,8инд.
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. Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
9 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от Uhom |
от 95 до 105 |
|
ток, % от Ihom |
от 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Г ц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
ток, % от Ihom |
от 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Г ц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от +5 до +35 |
|
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от +10 до +35 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчика: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСПД: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
250000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
для УССВ: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
74500 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
20000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчика: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
180 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
|
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
для сервера: 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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ-330 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ-35 |
9 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-35 |
3 |
|
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные |
НАМИ-330 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛП-НТЗ-35 |
15 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазный многофункциональный |
Альфа А1800 |
9 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327L |
1 |
|
Сервер |
HPE ProLiant DL20 Gen10 |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-311-2020 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭНПР.411711.049.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 330 кВ Барсуки», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
