| Номер в госреестре | 51420-12 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Азот" |
| Изготовитель | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2012 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Азот» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, устройство синхронизации времени типа 35LVS (35HVS), коммутационное оборудование и программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр».
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Волги (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Волгиа) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭ.
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят их трех уровней АИИС КУЭ.
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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
Результаты измерений счётчиками активной и реактивной электроэнергии собираются УСПД, где производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных сервера БД ИВК ЦСОД МЭС Востока. В сервере БД ИВК ЦСОД МЭС Востока информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS-приемник сигналов точного времени типа 35LVS (35HVS). Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника. При расхождении времени часов УСПД с часами GPS-приемника на ±1 с выполняется корректировка часов УСПД. Синхронизация внутренних часов счетчика с часами УСПД осуществляется каждые 30 мин вне зависимости от наличия расхождения часов счетчиков с часами УСПД. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа Центр». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии про граммного обеспече ния | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» | программа-планировщик опроса и передачи данных | amrserver.exe | v.11.04.01 | 582b756b2098a6 dabbe52eae57e3 e239 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | amrc.exe | b3bf6e3e5100c0 68b9647d2f9bfd e8dd | |||
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | amra.exe | 764bbe1ed87851 a0154dba8844f3 bb6b | |||
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» | драйвер работы с БД | cdbora2.dll | v.11.04.01 | 7dfc3b73d1d1f2 09cc4727c965a9 2f3b | MD5 |
| библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 0939ce05295fbc bbba400eeae8d0 572c | |||
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e344 44170eee9317d6 35cd |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ3286-2010
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го уровня АИИС КУЭ | Вид электроэнергии | ||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | |||
| ПС 500 кВ "Азот" | |||||
| 1 | ВЛ-500 "ЖГЭС-Азот" точка измерения №1 | 2хТФНКД-500-П класс точности 0,5 Ктт=2000/1 Зав. № 1556; 1544; 1536; 1564; 591; 1567 Госреестр № 3639-73 | DFK-525 класс точности 0,2 Ктн=500000/100 Зав. № 0802135/10; 0802135/11; 0802135/12 Госреестр № 23743-02 | EA02RAL-P4B-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01089588 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная |
| 2 | ВЛ-500 "Азот-Бугульма" точка измерения №2 | 2хТФНКД-500-П класс точности 0,5 Ктт=2000/1 Зав. № 1565; 1537; 1547; 1538;1531;1558 Госреестр № 3639-73 | DFK-525 класс точности 0,2 Ктн=500000/100 Зав. № 0802135/7; 0802135/8; 0802135/9 Госреестр № 23743-02 | EA02RAL-P4B-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01089631 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная |
| 3 | ВЛ-110 "Стройбаза-1" точка измерения №13 | TG145N УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=1000/1 Зав. № 03716; 03717; 03715 Госреестр № 30489-05 | НКФ-110-57У1 класс точности 0,5 Ктн=110000/100 Зав. № 3805; 3757; 3826; 1089; 1392; 1331 Госреестр № 1188-84 | А1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01168973 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 4 | ВЛ-110 "Стройбаза-2" точка измерения №14 | TG145N УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=1000/1 Зав. № 03713; 03714; 03712 Госреестр № 30489-05 | НКФ-110-57У1 класс точности 0,5 Ктн=110000/100 Зав. № 3805; 3757; 3826; 1089; 1392; 1331 Госреестр № 1188-84 | А1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01168974 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |||||
| Основная относительная погрешность ИК, (±5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % | ||||||
| cos j = 1,0 | cos j = 0,87 | cos j = 0,8 | cos j = 1,0 | cos j = 0,87 | cos j = 0,8 | ||
| 1, 2 | 0,05Хн1 < I1 < 0,2Хн1 | 1,7 | 2,4 | 2,8 | 1,8 | 2,5 | 2,8 |
| (ТТ 0,5; ТН | 0,2Хн1 < I1 < I^ | 0,9 | 1,3 | 1,4 | 1,1 | 1,4 | 1,6 |
| 0,2; Сч 0,2S) | I^ < I1 < 1,2I^ | 0,7 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,1 | 1,2 |
| 3, 4 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 1,1 | 1,2 | 1,3 | 1,3 | 1,4 | 1,5 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,0 | 1,1 | 1,2 | |
| (ТТ 0,2S; ТН | 0,2I^ < I1 < I^ | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 1,1 |
| 0,5; Сч 0,2S) | Iн1 < I1 < 1,2!н1 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 1,1 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |||
| Основная относительная погрешность ИК, (±5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % | ||||
| cos j = 0,87 (sin j = 0,5) | cos j = 0,8 (sin j = 0,6) | cos j = 0,87 (sin j = 0,5) | cos j = 0,8 (sin j = 0,6) | ||
| 1, 2 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 5,4 | 4,3 | 5,5 | 4,4 |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 2,8 | 2,2 | 2,9 | 2,4 | |
| I^ < I1 < 1,2I^ | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 1,7 | |
| 3, 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,02^1 < I1 < 0,05^1 | 2,7 | 2,3 | 3,4 | 2,9 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 1,8 | 1,6 | 2,2 | 1,9 | |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 1,5 | 1,3 | 1,7 | 1,5 | |
| < I1 < 1,2!н1 | 1,5 | 1,3 | 1,6 | 1,4 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
• диапазон напряжения - (0,99 - 1,01)Ин;
• диапазон силы тока - (0,01 - 1,2)1н;
• диапазон коэффициента мощности cos j (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
• температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25 °С; ИВКЭ - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;
• частота - (50 ± 0,15) Гц;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
3. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01- 1,2)Хн1; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6
- 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2)1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6 -
0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
• счетчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
• счетчик ’’ЕвроАльфа” - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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 счетчика и УСПД фиксируются факты:
S параметрирования;
S пропадания напряжения;
S коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
• наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
S счетчика;
S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
S испытательной коробки;
S УСПД.
• наличие защиты на программном уровне:
S пароль на счетчике;
S пароль на УСПД;
S пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - не менее 30 лет;
• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Азот» типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Кол-во |
| Трансформаторы тока ТФНКД-500-П | 12 |
| Трансформаторы тока типа TG145-420 | 6 |
| Трансформаторы напряжения НКФ-110-57У1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения DFK-525 | 6 |
| Устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 | 1 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа | 2 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 | 2 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
осуществляется по документу МП 51420-12 "Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Азот». Методика поверки", утвержденному, в сентябре 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";
• Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• Средства измерений МИ 3196-2009 «Г осударственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• Счетчики "ЕвроАльфа" - по документу "Многофункциональный многопроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки";
• Счетчики Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 "Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки";
• УСПД RTU-300 - по документу "Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки";
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Госреестре средств измерений № 27008-04;
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 «Азот».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Азот»
1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
4. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
5. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
6. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
7. «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 «Азот».
Осуществление торговли и товарообменных операций.
