Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Барсуки

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 81006-21
Производитель / заявитель: АО "Ветроэнергетическая отдельная генерирующая компания" (АО "ВетроОГК"), г. Москва
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Барсуки поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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.

Скачать

81006-21: Описание типа СИ Скачать 338.8 КБ
81006-21: Методика поверки МП ЭПР-311-2020 Скачать 8.5 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 81006-21
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Барсуки
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) 001
Производитель / Заявитель

Акционерное общество "Ветроэнергетическая отдельная генерирующая компания" (АО "ВетроОГК"), г. Москва

РОССИЯ

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

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

УССВ

Сервер

Вид

элек-

тро-

энер-

Границы допускаемой основной от-носитель-ной погрешности (±5), %

Границы допускаемой относительной погреш-

гии

ности в рабочих условиях (±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ПС 330 кВ Барсуки, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ

ТОГФ-330

300/1 Кл.т. 0,2S

НАМИ-330

330000/V3/

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

Ак

тивная

0,6

1,5

Невинномысск-Барсуки I цепь

Рег. № 61432-15 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

1,1

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/V3/

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

Ак

тивная

Реак

тивная

0,6

1,1

1.5

2.5

3

ПС 330 кВ Барсуки, КРУ-35,

ТОЛ-НТЗ-35

2000/5 Кл.т. 0,2S

ЗНОЛП-НТЗ-35

35000/V3/

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

Ак

тивная

0,6

1,5

яч. 13

Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

1,1

2,5

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/V3/

100/V3

Кл.т. 0,2

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5

Ак

тивная

Реак

тивная

0,6

1,5

Рег. № 69604-17

Рег. № 31857-20

1,1

2,5

Фазы: А; В; С

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/V3/

100/V3

Кл.т. 0,2

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5

Ак

тивная

Реак

тивная

0,6

1,5

Рег. № 69604-17

Рег. № 31857-20

1,1

2,5

Фазы: А; В; С

RTU-327L Рег. № 4190709

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/V3/

100/V3

Кл.т. 0,2 Рег. № 69604-17

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20

УССВ-2 Рег. № 5407413

HPE ProLiant DL20 Gen10

Ак

тивная

Реак

тивная

0,6

1,1

1.5

2.5

Фазы: А; В; С

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

Ак

тивная

Реак

тивная

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

-

A1802RLXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20

Ак

тивная

Реак-

0,4

0,9

1.4

2.4

Фазы: А; В; С

тивная

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/V3/

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

Ак

тивная

Реак

тивная

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; cosj = 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.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

9

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

от 95 до 105

ток, % от 1ном

от 1 до 120

коэффициент мощности СОБф

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 ином

от 90 до 110

ток, % от 1ном

от 1 до 120

коэффициент мощности СОБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

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

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, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Барсуки

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

Default ALL-Pribors Device Photo
81007-21
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Красноуфимская
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Красноуфимская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Вешняки" Московской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активн...
Default ALL-Pribors Device Photo
81009-21
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 500 кВ "Радуга"
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 500 кВ «Радуга» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и п...
Default ALL-Pribors Device Photo
81010-21
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Заречная
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Заречная (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пер...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанции «Багаевка» Приволжской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Саратовской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназна...