Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ "Приангарская" (вторая очередь)
| Номер в ГРСИ РФ: | 64522-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь) (далее - АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 64522-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ "Приангарская" (вторая очередь) |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 64522-16: Описание типа СИ | Скачать | 100.1 КБ | |
| 64522-16: Методика поверки МП-069-30007-2016 | Скачать | 877 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь) (далее - АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС выполняет следующие функции:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический и по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т. п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС;
- измерение времени.
АИИС имеет трехуровневую структуру:
- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) с функциями ИВК;
- 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя:
- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
- трансформаторы напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
- счётчики электроэнергии.
ИВКЭ включают в себя:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД) с функцией ИВК. В качестве УСПД используется устройство сбора и передачи данных RTU-325T;
- автоматизированное рабочее место;
- каналы связи для передачи измерительной информации;
- устройство синхронизации системного времени УССВ-16HVS.
ИВК включает в себя:
- коммуникационный сервер;
- сервер баз данных;
- автоматизированные рабочие места;
- каналообразующую аппаратуру.
Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.
Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU).
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК, устройства коммуникации и каналы связи образуют измерительные каналы (ИК).
ИВКЭ выполняет следующие функции:
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
- обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;
- пересчет результатов измерений с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- передачу результатов измерений в ИВК.
ИВК выполняет следующие функции:
- сбор данных с уровня ИВКЭ;
- хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе данных;
- обеспечение возможности визуального просмотра результатов измерений из базы данных;
- репликацию результатов измерений из базы данных ПАО «ФСК ЕЭС» в сервер баз данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири»;
- формирование XML-файлов с применением средств электронной цифровой подписи.
- передача результатов измерений в программно-аппаратный комплекс Коммерческого оператора, филиал ОАО «СО ЕЭС» - Красноярское РДУ, другим субъектам ОРЭ и структурным подразделениям ПАО «ФСК ЕЭС».
Информационные каналы связи в АИИС построены следующим образом:
- посредством волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) для передачи данных от ИИК ТИ в УСПД;
- единой технологической сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ) для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (основной канал);
- посредством канала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный канал связи);
- посредством спутникового канала связи (малые земные станции спутниковой связи - МЗССС) для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный канал);
- телефонной сети общего пользования (ТФСОП) для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный канал);
- глобальная сеть передачи данных Интернет для передачи данных с уровня ИВК внешним системам.
П еречень ИК и измерительных компонентов в составе ИИК ТИ приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень ИК и измерительных компонентов в составе ИИК ТИ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ |
Тип СИ, модификация | ||
|
1 |
ПС 220/110/10 кВ Приангарская ОРУ-110 ВЛ 110 кВ Приангарская -НПС-2 I цепь с отпайкой на ПС НПС-3 |
ТТ |
Кл. т. 0,2S; Г. р. №56255-14; Ктт=200/1 |
А |
ТВ-ЭК исп. М1 |
|
В |
ТВ-ЭК исп. М1 | ||||
|
С |
ТВ-ЭК исп. М1 | ||||
|
ТН |
Кл. т. 0,2; Г. р. № 60542-15; Ктн=110000/100 |
А |
НДКМ, мод. НДКМ-110 | ||
|
В |
НДКМ, мод. НДКМ-110 | ||||
|
С |
НДКМ, мод. НДКМ-110 | ||||
|
Счетчик |
Кл. т. 0,2S/0,5, Г. р. № 31857-11; Ксч=1 |
Альфа А1800, мод. A18O2RALXQV-P4GB-DW-4 | |||
|
УСПД |
Г. р. № 44626-10; Куспд=110000 |
RTU-325T, мод. RTU325T-E2-M4-B8 | |||
|
2 |
ПС 220/110/10 кВ Приангарская ОРУ-110 ВЛ 110 кВ Приангарская -НПС-2 II цепь с отпайкой на ПС НПС-3 |
ТТ |
Кл. т. 0,2S; Г. р. №56255-14; Ктт=200/1 |
А |
ТВ-ЭК исп. М1 |
|
В |
ТВ-ЭК исп. М1 | ||||
|
С |
ТВ-ЭК исп. М1 | ||||
|
ТН |
Кл. т. 0,2; Г. р. № 60542-15; Ктн=110000/100 |
А |
НДКМ, мод. НДКМ-110 | ||
|
В |
НДКМ, мод. НДКМ-110 | ||||
|
С |
НДКМ, мод. НДКМ-110 | ||||
|
Счетчик |
Кл. т. 0,2S/0,5, Г. р. № 31857-11; Ксч=1 |
Альфа А1800, мод. A18O2RALXQV-P4GB-DW-4 | |||
|
УСПД |
Г. р. № 44626-10; Куспд=110000 |
RTU-325T, мод. RTU325T-E2-M4-B8 | |||
АИИС включает в себя систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройства синхронизации системного времени УССВ-16HVS (далее - УСВ). СОЕВ работает следующим образом. УСВ формирует шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов точного времени системы GPS и передает её в УСПД. УСПД получает шкалу времени в постоянном режиме с помощью специализированной утилиты и при каждом опросе счетчиков вычисляет поправку времени часов счетчиков. И если поправка превышает величину ±2 c, УСПД формирует команду на синхронизацию счетчика.
Программное обеспечение
АИИС КУЭ работает под управлением программного обеспечения, установленного на ИВК ОАО «ФСК ЕЭС». В качестве прикладного программного обеспечения используются программный комплекс «Метроскоп» версии 1.0.
Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
|
Другие идентификационные данные |
Склейка файлов DataServer.exe, Dataserver_USPD.exe |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».
Технические характеристики
Таблица 3
|
Количество измерительных каналов |
2 |
|
Г раницы допускаемой основной (в нормальных условиях) относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии (6WоA), границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной (6WA) и реактивной (6WP) электрической энергии в рабочих условиях применения |
приведены в таблице 3 |
|
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC, с |
не более ±5 |
|
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут |
30 |
|
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут |
30 |
|
Формирование XML-файла для передачи внешним системам |
автоматическое |
|
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных |
автоматическое |
|
Г лубина хранения результатов измерений в базе данных, лет |
не менее 3,5 |
|
Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ |
автоматическое |
|
Рабочие условия применения измерительных компонентов АИИС: | |
|
- температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С |
от 0 до плюс 40 |
|
- температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С |
от минус 40 до плюс 40 |
|
- частота сети, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- напряжение сети питания, В |
от 198 до 242 |
|
- индукция внешнего магнитного поля, мТл |
не более 0,05 |
|
Допускаемые значения информативных параметров: | |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- коэффициент мощности cos ф |
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
|
- коэффициент реактивной мощности, sin ф |
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности измерения активной (SWoA) энергии, границы допускаемой относительной погрешности измерения активной (SWA) и реактивной (3WP) электроэнергии в рабочих условиях применения
|
I, % от 1||ом |
Коэффициент мощности |
'S., % |
SWA, % |
SW-', % |
|
2 |
0,5 |
±1,8 |
±2,0 |
±2,0 |
|
2 |
0,8 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,3 |
|
2 |
0,865 |
±1,1 |
±1,3 |
±2,5 |
|
2 |
1 |
±0,9 |
±1,2 |
_ |
|
5 |
0,5 |
±1,3 |
±1,4 |
±1,9 |
|
5 |
0,8 |
±0,9 |
±1,1 |
±2,0 |
|
5 |
0,865 |
±0,8 |
±1,1 |
±2,1 |
|
5 |
1 |
±0,6 |
±0,8 |
_ |
|
20 |
0,5 |
±0,9 |
±1,2 |
±1,6 |
|
20 |
0,8 |
±0,6 |
±1,0 |
±1,7 |
|
20 |
0,865 |
±0,6 |
±0,9 |
±1,7 |
|
20 |
1 |
±0,5 |
±0,7 |
_ |
|
100, 120 |
0,5 |
±0,9 |
±1,2 |
±1,6 |
|
100, 120 |
0,8 |
±0,6 |
±1,0 |
±1,7 |
|
100, 120 |
0,865 |
±0,6 |
±0,9 |
±1,7 |
|
100, 120 |
1 |
±0,5 |
±0,7 |
_ |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра П2200876-0082/15. ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь). Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС
|
Наименование |
Обозначение |
Кол-во, шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НДКМ, мод. НДКМ-110 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-ЭК исп. М1 |
6 |
|
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
Альфа А1800, мод. A1802RALXQV-P4GB-DW-4 |
2 |
|
RTU-325X мод. RTU325T-E2-M4-B8 |
1 | |
|
Устройство синхронизации системного времени |
yCCB-16HVS |
1 |
|
Коммуникационный сервер |
_ |
1 |
|
Сервер архивов |
_ |
1 |
|
Сервер баз данных |
_ |
1 |
|
У стройство синхронизации системного времени |
yCCB-16HVS |
1 |
Продолжение таблицы 4
|
Наименование |
Тип компонента, шифр документа |
Кол-во, шт. |
|
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь). Формуляр |
П2200876-0082/15. ФО |
1 |
|
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь). Методика поверки |
069-30007-2016-МП |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП-069-30007-2016 «Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь). Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» в марте 2016 г.
Перечень основных средств (эталонов) поверки:
- государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП;
- УСПД RTU-325T - в соответствии с документом «Устройство сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП».
Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь). Свидетельство об аттестации методики измерений № 272-01.00249-2016 от «25» марта 2016 г.
Нормативные документы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии ПС 220 кВ «Приангарская» (вторая очередь)
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
