| Номер в госреестре | 51991-12 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Прикумск" |
| 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 330 кВ «Прикумск» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного 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 таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (зав. № 001414), устройство синхронизации времени типа 35HVS, коммутационное оборудование.
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 Юга (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга) 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 из 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.
Лист № 2 Всего листов 11
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 Юга. В сервере БД ИВК ЦСОД МЭС Юга 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 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 программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| программа-планировщик опроса и передачи данных | amrserver.exe | 7e87c28fdf5ef9 9142ad5734ee7 595a0 | |||
| ПО «АльфаЦентр» | драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | amrc.exe | не ниже v. 11.07. 01.01 | a38861c5f25e2 37e79110e1d5d 66f37e | MD5 |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | amra.exe | e8e5af9e56eb7 d94da2f9dff64b 4e620 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПО «АльфаЦентр» | драйвер работы с БД | cdbora2.dll | не ниже v. 11.07. 01.01 | 0ad7e99fa2672 4e65102e21575 0c655a | MD5 |
| библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 0939ce05295fb cbbba400eeae8 d0572c | |||
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e34 444170eee9317 d635cd |
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.
Состав 1-го уровня АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня АИИС КУЭ
| № 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 | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПС 330 кВ «Прикумск» | |||||
| 1 | ВЛ-110 кВ Л-165 точка измерения №3 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5S Ктт=300/1 Зав. № 5842; 5853; 5855 Госреестр № 36672-08 | НКФ-110-83 У1 класс точности 0,5 Ктн=110000/У3/100/У3 Зав. № 61023; 1080658; 1080632 Госреестр № 1188-84 | EA02RAL -P4B-4W класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01176476 Госреестр № 16666-07 | активная реактивная |
| 2 | ВЛ-110 кВ Л-70 точка измерения №6 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5S Ктт=300/1 Зав. № 5846; 5854; 5848 Госреестр № 36672-08 | НКФ-110-83 У1 класс точности 0,5 Ктн=110000/У3/100/У3 Зав. № 61023; 1080658; 1080632 Госреестр № 1188-84 | EA02RAL-P4B-4W класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01176447 Госреестр № 16666-07 | активная реактивная |
| 3 | ВЛ-110 кВ Л-71 точка измерения №7 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5S Ктт=300/1 Зав. № 5857; 5844; 5839 Госреестр № 36672-08 | НКФ-110-83 У1 класс точности 0,5 Ктн=110000/У3/100/У3 Зав. № 61023; 1080658; 1080632 Госреестр № 1188-84 | A1R-4AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003276 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 | ВЛ-110 кВ Л-78 точка измерения №9 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5S Ктт=300/1 Зав. № 5838; 5856; 5840 Госреестр № 36672-08 | НКФ-110-83 У1 класс точности 0,5 Kra=110000/V3/100/V3 Зав. № 61023; 1080658; 1080632 Г осреестр № 1188-84 | A1R-4AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003086 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
| 5 | ВЛ-110 кВ Л-80 точка измерения №10 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5S Ктт=300/1 Зав. № 5845; 5841; 5850 Госреестр № 36672-08 | НКФ-110-57 У1 класс точности 0,5 Ктн=110000/У3/100/У3 Зав. № 1080629; 1080662; 1080647 Госреестр № 1188-58 | EA02RAL-P4B-4W класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01176480 Госреестр № 16666-07 | активная реактивная |
| 6 | ВЛ-110 кВ Л-81 точка измерения №11 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5S Ктт=300/1 Зав. № 5852; 5843; 5837 Госреестр № 36672-08 | НКФ-110-57 У1 класс точности 0,5 Ктн=110000/У3/100/У3 Зав. № 1080629; 1080662; 1080647 Госреестр № 1188-58 | A1R-4AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01010255 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
| 7 | ВЛ-35 кВ Л-517 точка измерения №15 | ТОЛ-35У-4 УХЛ1 класс точности 0,5S Ктт=150/5 Зав. № 136; 137; 146 Госреестр № 21256-07 | ЗНОМ-35-65 У1 класс точности 0,5 Ктн=35000/У3/100/У3 Зав. № 1382230; 1382146; 1313385 Госреестр № 912-70 | A1R-4AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003607 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой от] И | носительной погрешности К | ||||
| Основная относительная погрешность ИК, (±й), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±й), % | ||||||
| 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 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2, 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,8 | 2,2 | 2,5 | 1,9 | 2,3 | 2,6 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | |
| 3, 4, 6, 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,05Iнl | 1,8 | 2,2 | 2,5 | 1,9 | 2,3 | 2,6 |
| 0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | |
Таблица 4. - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |||
| Основная относительная погрешность ИК, (±й), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±й), % | ||||
| 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 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2, 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 - ГОСТ Р 524252005) | 0,02I^ < I1 < 0,05^1 | 4,9 | 4,0 | 5,1 | 4,2 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2^1 | 3,1 | 2,5 | 3,4 | 2,9 | |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 2,3 | 1,9 | 2,7 | 2,3 | |
| I^ < I1 < 1,2I^ | 2,3 | 1,9 | 2,7 | 2,3 | |
| 3, 4, 6, 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,02I^ < I1 < 0,05^1 | 5,1 | 4,1 | 5,5 | 4,5 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2^1 | 3,1 | 2,5 | 3,3 | 2,7 | |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 2,2 | 1,8 | 2,4 | 2,0 | |
| < I1 < 1,2!щ | 2,2 | 1,8 | 2,3 | 1,9 | |
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 cosj (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)1щ; 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.
Для счетчиков электроэнергии "АЛЬФА", "ЕвроАльфа":
• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Ин2; 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, ГОСТ Р 52425-2005.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.
4 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 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 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:
Лист № 8 Всего листов 11
• наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
S счетчика;
S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
S испытательной коробки;
^ 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 - до 5 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 330 кВ «Прикумск» типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
| Наименование | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 |
| Трансформаторы тока ТГФМ-110 II* | 18 |
| Трансформаторы тока ТОЛ-35 | 3 |
| Трансформаторы напряжения НКФ-110-83 У1 | 3 |
| Трансформатор напряжения однофазный масляный НКФ-110-57 У1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-65 У1 | 3 |
| Устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 | 1 |
| Счётчики электроэнергии многофункциональные типа АЛЬФА | 4 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа | 3 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
осуществляется по документу МП 51991-12 "Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Прикумск». Методика поверки", утвержденному в октябре 2012 г.
Перечень основных средств поверки:
• 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" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
• средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений бех отключения цепей»;
• средства измерений МИ 3195-2009 « ГСИ. Мощность нагрузки наргрущки трансформаторов напряжения. Методиука выполнения измерений без отключения цепей.
• Счетчики "АЛЬФА" - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801 или образцового ваттметра-счётчика ЦЭ6802;
• "ЕвроАльфа" - по документу "Многофункциональный многопроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки."
• УСПД RTU-325 - по документу "Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. ДЯИМ.466453.005 МП. Методика поверки";
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре 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 330 кВ «Прикумск».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Прикумск»
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 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
5. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6. 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".
7. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
8. «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Прикумск».
Осуществление торговли и товарообменных операций.
