Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Баксан

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 82872-21
Производитель / заявитель: ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Баксан поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Баксан (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Скачать

82872-21: Описание типа СИ Скачать 477 КБ
82872-21: Методика поверки РТ-МП-707-500-2021 Скачать 7.9 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 82872-21
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Баксан
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) 276
Производитель / Заявитель

Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва

РОССИЯ

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Баксан (далее по тексту - 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 (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС, включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) исполнительного аппарата (ИА) и магистральных электрических сетей (МЭС), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, 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 (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);

-    хранение информации по заданным критериям;

-    доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Первичные ток и напряжение преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным 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 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - 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 ХМЬ и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронно -цифровой подписи.

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. В состав ИВК входит УССВ «Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).

Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами сервера сбора ИВК более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.

В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут 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 с точностью ±5 с.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, 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.

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 (если имеются)

DataServer. exe, DataServer_USPD. exe

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ

ИК

Наименование ИК

Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

электрической

энергии

УСПД

1

2

3

4

5

6

1

ТПГ 110 кВ

ТВ-ЭК кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 39966-10

НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 81616-21

Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

RTU-325 рег. № 37288-08

2

ВЛ 110 кВ Баксан -Баксан-110 (Л-103)

ТГФМ-110 II* кл.т. 0,5S Ктт = 300/1 рег. № 36672-08

НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 81616-21

ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 53319-13

3

ВЛ 110 кВ Баксан -Гунделен (Л-173)

ТГФМ-110 II* кл.т. 0,5S Ктт = 300/1 рег. № 36672-08

НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 81616-21

ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 53319-13

4

ВЛ 110 кВ Баксан -ЦРУ (Л-174)

ТГФМ-110 II* кл.т. 0,5S Ктт = 300/1 рег. № 36672-08

НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 81616-21

ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 53319-13

5

ВЛ 110 кВ Баксан -ЦРУ (Л-35)

ТГФМ-110 II* кл.т. 0,5S Ктт = 300/1 рег. № 36672-08

НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 81616-21

ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 53319-13

6

ВЛ 110 кВ Баксан -Баксан ГЭС (Л-37)

ТГФМ-110 II* кл.т. 0,5S Ктт = 600/1 рег. № 36672-08

НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 81616-21

ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 53319-13

1

2

3

4

5

6

7

М-2 110 кВ

ТГФМ-110 II* кл.т. 0,5S Ктт = 600/1 рег. № 36672-08

НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 81616-21

ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 53319-13

8

Ф-1010

ТЛК-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 9143-06

НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87

ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 53319-13

9

Ф-105

ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 75/5 рег. № 25433-11

НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87

ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 53319-13

10

Ф-106

ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 25433-11

НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87

ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 53319-13

RTU-325 рег. № 37288-08

11

Ф-107

ТЛК-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 9143-06

НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87

ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 53319-13

12

Ф-108

ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 2473-69

НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87

ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 53319-13

13

Ф-109

ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 2473-69

НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87

ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 53319-13

Примечания

1    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

2    Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.

Номер ИК

cos9

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

§1(2)%,

§5 %,

§20 %,

§100 %,

I1(2)% Л I изм< I 5 %

I5 %Л1 изм<1 20 %

I20 “/оЛ^змЛ! 100%

I100 %ЛIизмЛI 120%

1

2

3

4

5

6

1

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

1,0

1,1

0,8

0,7

0,7

0,8

1,3

1,0

0,9

0,9

0,5

2,1

1,7

1,4

1,4

2 - 7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

1,8

1,1

0,9

0,9

0,8

2,5

1,6

1,2

1,2

0,5

4,8

3,0

2,2

2,2

8, 11 - 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2)

1,0

-

1,7

0,9

0,7

0,8

-

2,8

1,4

1,0

0,5

-

5,3

2,7

1,9

9, 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2)

1,0

1,7

0,9

0,7

0,7

0,8

2,5

1,5

1,0

1,0

0,5

4,7

2,8

1,9

1,9

Номер ИК

cos9

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

§2%,

§5 %,

§20 %,

§100 %,

I

2

%

I

к

W

м

Л

I

5

%

I5 изм<! 20 %

I20 %ЛIизмЛIl00%

I100 %ЛIизмЛI 120%

1

(Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,8

2,0

1,6

1,3

1,3

0,5

1,6

1,1

1,0

1,0

2 - 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,8

4,0

2,5

1,9

1,9

0,5

2,4

1,5

1,2

1,2

8, 11 - 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2)

0,8

-

4,3

2,2

1,6

0,5

-

2,5

1,4

1,1

9, 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2)

0,8

3,8

2,4

1,6

1,6

0,5

2,4

1,4

1,1

1,1

Номер ИК

cos9

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

51(2)%,

55 %,

520 %,

5ю0 %,

I1(2)% Л I изм< I 5 %

I5 %Л изм< 20 %

I20 %ЛIизм<I 100%

I100 %ЛIизмЛI 120%

1

2

3

4

5

6

1

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

1,0

1,3

1,0

0,9

0,9

0,8

1,5

1,2

1,1

1,1

0,5

2,2

1,8

1,6

1,6

2 - 7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

1,9

1,2

1,0

1,0

0,8

2,6

1,7

1,4

1,4

0,5

4,8

3,0

2,3

2,3

8, 11 - 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2)

1,0

-

1,8

1,1

0,9

0,8

-

2,8

1,6

1,2

0,5

-

5,3

2,8

2,0

9, 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2)

1,0

1,8

1,1

0,9

0,9

0,8

2,5

1,6

1,2

1,2

0,5

4,7

2,8

2,0

2,0

Номер ИК

cos9

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

52%,

55 %,

520 %,

5ю0 %,

I

2

%

I

к

W

м

<

I

5

%

I5 %Л изм< 20 %

I20 %ЛIизм<I 100%

I100 %ЛIизмЛI 120%

1

(Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,8

2,4

2,1

1,9

1,9

0,5

2,0

1,7

1,6

1,6

2 - 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,8

4,2

2,9

2,3

2,3

0,5

2,7

2,0

1,7

1,7

8, 11 - 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2)

0,8

-

4,5

2,6

2,1

0,5

-

2,8

1,8

1,6

9, 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2)

0,8

4,1

2,7

2,1

2,1

0,5

2,7

1,9

1,6

1,6

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Л), с

Примечания

1    Границы интервала допускаемой относительной погрешности 81(2)%p для соБф=1,0 нормируются от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p и §2%Q для COSф<1,0 нормируются от 12%.

2    Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 1(5) до 120

- коэффициент мощности

0,87

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

температура окружающей среды, °C:

- для счетчиков электроэнергии

от +21 до +25

Рабочие условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 1(5) 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 -45 до +40

- для счетчиков

от +10 до +30

- для УСПД

от +10 до +30

- для сервера, УССВ

от +18 до +24

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики электроэнергии Альфа А1800:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

72

счетчики электроэнергии ZMD:

- средняя наработка до отказа, ч

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

72

УСПД RTU-325:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

100000

радиосервер точного времени РСТВ-01:

- средняя наработка на отказ, ч, не менее

55000

Глубина хранения информации

счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,

потребленной за месяц, сут, не менее

45

при отключенном питании, лет, не менее

3

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 формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТВ-ЭК

3 шт.

Трансформатор тока

ТГФМ-110 II*

18 шт.

Трансформатор тока

ТЛК-10

4 шт.

Трансформатор тока

ТЛО-10

4 шт.

Трансформатор тока

ТЛМ-10

4 шт.

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57 У1

6 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

2 шт.

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

Альфа А1800

1 шт.

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

ZMD

12 шт.

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325

1 шт.

Радиосервер точного времени

РСТВ-01

1 шт.

Формуляр

АУВП.411711.ФСК.065.276.ФО

1 экз.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Баксан», аттестованном ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.311703 в Реестре аккредитованных лиц.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Баксан

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

Машины координатные измерительные портальные CRYSTA-Apex (далее КИМ) являются стационарными машинами и предназначены для измерений геометрических размеров деталей сложной формы с последующим определением отклонения формы и расположения поверхностей э...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной элек...
82870-21
УПМ Установка поверочная малогабаритная
Общество с ограниченной ответственностью "ЭлектроТехноСервис" (ООО "ЭлТеС"), г. Новосибирск
Установки поверочные малогабаритные УПМ (далее - установки) предназначены для измерений, воспроизведения, хранения и передачи единиц объема жидкости в потоке и объемного расхода жидкости, и измерений температуры и избыточного давления жидкости.
82874-21
Мерник 1 класса V=0,75 м3
Фирма "PIM" Ltd., Болгария
Мерник 1 класса V=0,75 м3, (далее - мерник) предназначен для измерения объема спирта, вино-продуктов и водно-спиртовых растворов в объёме полной вместимости или их дольных значений методом налива или слива.
Default ALL-Pribors Device Photo
82869-21
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси АО "Татнефтепром" на ПСП "Шешма"
Общество с ограниченной ответственностью "Итом-Прогресс" (ООО "Итом-Прогресс"), г. Ижевск
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси АО «Татнефтепром» на ПСП «Шешма» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для автоматического определения количества и параметров нефтегазоводяной смеси, при взаимных расчетах между пост...