68696-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Очаково" в части насосной станции пожаротушения - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Очаково" в части насосной станции пожаротушения

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 68696-17
Производитель / заявитель: ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Скачать
68696-17: Описание типа СИ Скачать 115.4 КБ
68696-17: Методика поверки МП 206.1-219-2017 Скачать 733 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Очаково" в части насосной станции пожаротушения поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Очаково» в части насосной станции пожаротушения (далее -АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 68696-17
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Очаково" в части насосной станции пожаротушения
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 42
Производитель / Заявитель

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

Поверка

Найдено поверителей 1
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

68696-17: Описание типа СИ Скачать 115.4 КБ
68696-17: Методика поверки МП 206.1-219-2017 Скачать 733 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Очаково» в части насосной станции пожаротушения (далее -АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей и технических средств приема - передачи данных.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325H (Рег. № СИ 19495-03), устройство синхронизации системного времени (далее -УССВ) типа GARMIN GPS 18PC и коммутационное оборудование.

УСПД типа RTU-325H обеспечивает сбор данных со счетчиков, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 45 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя каналообразующую аппаратуру, центры сбора и обработки данных (далее - ЦСОД), автоматизированные рабочие места (АРМ), систему обеспечения единого времени (далее -СОЕВ) и специальное программное обеспечение (далее - СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС.

ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации от УСПД уровня ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);

- обработку данных и их архивирование;

- хранение информации в базах данных серверов ПАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ПАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;

- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ) и другие заинтересованные организации.

ИВК входит в Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети (далее -АИИС КУЭ ЕНЭС) (Рег. № СИ. 59086-14).

Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ подстанции.

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя первый, второй и третий уровни АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет вычисления. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии (активная и реактивная). Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос уровня ИВКЭ последовательноциклическим способом. Данные по наземным сетям связи операторов (на основе собственных и арендованных цифровых каналов связи) поступают на соответствующие узлы передачи данных операторов, размещенных на ММТС-9, г. Москва. Далее данные по каналу единой цифровой сети связи энергетики (далее - ЕЦССЭ) поступают на ЦСОД Исполнительного аппарата ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС») для последующей обработки, хранения и передачи смежным субъектам ОРЭМ, филиалу АО «СО ЕЭС» и ИАСУ КУ АО «АТС». Связь организована по дуплексным каналам, данные от ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» к уровню ИВКЭ поступают в обратном порядке.

В состав АИИС КУЭ входит СОЕВ, выполняющая законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя радиосервер точного времени типа РСТВ-01, сервер БД ИВК, УСПД, УССВ GARMIN GPS 18PC, счетчики электрической энергии.

Корректировка часов УСПД выполняется автоматически от GARMIN GPS 18PC. Корректировка часов УСПД происходит ежесекундно, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ±2 с.

На ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» установлен радиосервер точного времени типа РСТВ-01 (Рег. № СИ 40586-12). РСТВ-01 расположен в серверной стойке ЦСОД. РСТВ-01 автоматически выполняет контроль времени в ЦСОД, корректировка часов ЦСОД выполняется с погрешностью, не более ±1 с.

При выходе из строя УССВ типа GARMIN GPS 18PC, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения времени часов УСПД и ИВК на величину более ±1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий сервера БД АИИС КУЭ ЕНЭС и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО АИИС КУЭ ЕНЭС версии 1.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО АИИС КУЭ ЕНЭС обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО АИИС КУЭ ЕНЭС.

Таблица 1 - Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС, установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0

Цифровой идентификатор ПО

d233ed6393702747769a45de8e67b57e

Алгоритм       вычисления       цифрового

идентификатора ПО

MD5

Примечание - Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО - MD5 Хэш сумма берется от склейки файлов: DataServer.exe, DataServer_USPD.exe

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом СПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

1—к

1—к

1—к

Номер ИК

Измерительный канал

Технические характеристики

Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав первого уровня ИК и их метрологические характеристики

КЛ-0,4 кВ ККМ №42 (резервный)

10

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Счетчик

TH

тт

иэ

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке

Измерительные компоненты

Kt = 0,5S/1,0

Кеч = 1 № 31857-11

Kt = 0,5S Ктт = 50/5 №47959-11

A1805RL-P4GB-DW-4

О

W

>

О

W

>

-U

Обозначение, тип

1

1

1

ТОП-0,66

ТОП-0,66

ТОП-0,66

01259433

1

1

1

о о о

о

0067403

0067398

С/1

Заводской номер

10

о

КтуКтн'Ксч

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

о

Наименование измеряемой величины

Активная Реактивная

00

Вид энергии

Метрологические характеристики ИК

±1,0

±2,1

Границы интервала основной относительной погрешности измерений, (±5), %, при доверительной вероятности Р=0,95

±4,9

±3,9

1—к

О

Границы интервала относительной погрешности измерений, (±5), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95

td о о

о

IO'

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

192

КЛ-0,4 кВ ККМ №44 (резервный)

II

Кт = 0,5 S Ктт = 50/5 № 47959-11

А

ТОП-0,66

0031952

10

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная Реактивная

±1,0

±2,1

±4,9

±3,9

В

ТОП-0,66

0032423

С

ТОП-0,66

0031953

ТН

-

А

-

-

В

-

-

С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11

A1805RL-P4GB-DW-4

01259431

193

КЛ-0,4 кВ ККМ №44 (основной)

II

Кт = 0,5 S Ктт = 50/5 № 47959-11

А

ТОП-0,66

3038255

10

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная Реактивная

±1,0

±2,1

±4,9

±3,9

В

ТОП-0,66

3038298

С

ТОП-0,66

3038274

ТН

-

А

-

-

В

-

-

С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11

A1805RL-P4GB-DW-4

01259434

194

КЛ-0,4 кВ ККМ №42 (основной)

II

Кт = 0,5 S Ктт = 50/5 № 47959-11

А

ТОП-0,66

3038277

10

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная Реактивная

±1,0

±2,1

±4,9

±3,9

В

ТОП-0,66

3038272

С

ТОП-0,66

3038242

ТН

-

А

-

-

В

-

-

С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11

A1805RL-P4GB-DW-4

01259432

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 191-194 от плюс 15 до плюс 30 °C.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

4

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности cos9

0,87

- температура окружающей среды, °C

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 1 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8, емк.

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C

от -30 до +35

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °C

от +15 до +30

- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °C

от +15 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

72

УСПД

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

55000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

45

Продолжение таблицы 3

Наименование характеристики

Значение

ИВКЭ:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, сутки, не менее

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее

45

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 журнале событий счетчика фиксируются факты:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени.

В журнале событий УСПД фиксируются факты:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение сервера.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- выводы измерительных трансформаторов тока;

- электросчётчика;

- испытательной коробки;

- УСПД;

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 330 кВ «Белгород» типографическим способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Количество

Трансформаторы тока

ТОП-0,66

12

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

A1805RL-P4GB-DW-4

4

Устройства сбора и передачи данных

RTU 325Н

1

Радиосервер точного времени

РСТВ-01

1

Устройство синхронизации системного времени

GARMIN GPS 18PC

1

Программное обеспечение

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС

1

Методика поверки

МП 206.1-219-2017

1

Паспорт-Формуляр

СВИК-16-42.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-219-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Очаково» в части насосной станции пожаротушения. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 27 июля 2017 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»

- счетчик типа Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- УСПД RTU-300 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;

- ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС - в соответствии с документом МП 59086-14 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 10 ноября 2014 г.;

- РСТВ-01 - в соответствии с документом «Радиосервер точного времени РСТВ-01. Руководство по эксплуатации» ПЮЯИ.468212.039РЭ, раздел 5 «Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 22 января 2009г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1%;

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электроэнергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Очаково» в части насосной станции пожаротушения, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 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.

Смотрите также

Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-60 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Default ALL-Pribors Device Photo
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-700, РВС-5000 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-25, РГС-60 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Default ALL-Pribors Device Photo
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-1000, РВС-2000 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Default ALL-Pribors Device Photo
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-50 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.