| Номер в госреестре | 56435-14 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Чита" |
| Изготовитель | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2014 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Чита» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) классов точности 0,2 и 0,2S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии), класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (зав. № 3635), устройство синхронизации времени типа УССВ-35HVS, коммутационное оборудование.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - 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 Сибири (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Сибири) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации времени типа УССВ-35HVS; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе ПК; каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности с учетом коэффициентов трансформации, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Лист № 2 Всего листов 9
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
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 ± 1 секунды.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически, устройство синхронизации времени УССВ-35НУБ, которое подключено к УСПД по интерфейсу RS-232. Корректировка часов УСПД выполняется ежесекундно.
В ИВК также используются устройства синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающие сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов сервера ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS. При нарушении связи между УСПД и подключенного к нему УССВ-35HVS, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более ± 1 секунды.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». 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 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Наименование файла | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Программа-планировщик опроса и передачи данных | v. 11.07. 01.01 | 7e87c28fdf5ef99142ad5734 ee7595a0 | amrserver.exe | MD5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | v. 11.07. 01.01 | a38861c5f25e237e79110e1 d5d66f37e | amrс.exe | MD5 |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | e8e5af9e56eb7d94da2f9dff 64b4e620 | amra.exe | ||
| Драйвер работы с БД | 0ad7e99fa26724e65102e21 5750c655a | cdbora2.dll | ||
| Библиотека шифрования пароля счетчиков | 0939ce05295fbcbbba400ee ae8d0572c | encryptdll.dll | ||
| Библиотека сообщений планировщика опросов | b8c331abb5e34444170eee9 317d635cd | alphamess.dll |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Состав 1-ого уровня и 2-ого уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Таблица 2 - Состав 1-ого и 2-ого уровней уровня АИИС КУЭ_
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | УСПД | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ПС 500 кВ «Чита» | ||||||
| 6 | ОВ - 220 | ТГФ220-П* УХЛ1 класс точности 0,2 Ктт=1000/5 Зав. № 61; 62; 54 Госреестр № 20645-05 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,5 Kra=220000/V3/100/V3 Зав. № 12; 13; 14 Госреестр № 20344-05 | A1802RAL-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01232038 Госреестр № 31857-11 | RTU-325 зав. № 3635 Госреестр № 37288-08 | активная реактивная |
| 2 | ВЛ 220 кВ Чита -500 - Читинская ТЭЦ - 1, I цепь (ВЛ - 293) | ТГФ220-П* УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=1000/5 Зав. № 1390; 1392; 1393 Госреестр № 36671-08 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,5 Kra=220000/V3/100/V3 Зав. № 10; 15; 16 Госреестр № 20344-05 | A1802RAL-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01232933 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
| 4 | ВЛ 220 кВ Чита -500 - Читинская ТЭЦ - 1, II цепь (ВЛ - 296) | ТГФ220-П* УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=1000/5 Зав. № 1387; 1384; 1389 Госреестр № 36671-08 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,5 Kra=220000/V3/100/V3 Зав. № 73; 72; 11 Госреестр № 20344-05 | A1802RAL-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01232042 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Основная относительная погрешность ИК, (±^), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±^), % | ||||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 6 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,1 | 1,3 | 1,4 | 1,2 | 1,4 | 1,5 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,0 | 1,1 | 1,2 | |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 1,1 | |
| 2, 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,1 | 1,2 | 1,3 | 1,3 | 1,4 | 1,5 |
| 0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,0 | 1,1 | 1,2 | |
| 0,2I^ < I1 < Iн1 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 1,1 | |
| < I1 < 1,2Iн1 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 1,1 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Метрологические характеристики ИК | |||||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Основная относительная погрешность ИК, (±5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % | ||
| cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 2,5 | 2,1 | 2,9 | 2,5 |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 1,7 | 1,4 | 2,2 | 2,0 | |
| (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5) | I^ < I1 < 1,2I^ | 1,6 | 1,3 | 2,1 | 1,9 |
| 2, 4 | 0,02I^ < I1 < | 2,4 | 2,0 | 2,7 | 2,4 |
| 0,05I^ | |||||
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 1,9 | 1,6 | 2,4 | 2,1 |
| 0,2I^ < I1 < Iн1 | 1,6 | 1,3 | 2,1 | 1,9 | |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 1,6 | 1,3 | 2,1 | 1,9 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,98-ин до 1,02-Цн;
- диапазон силы тока - от 1н до 1,2-1н;
- коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,87 (0,5);
- частота - (50 ± 0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
Лист № 6 Всего листов 9
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.
4. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9-Цщ до 1,1-Uhi; диапазон силы первичного тока - от 0,05^1н1 до 1,2^1н1; 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:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9-ин2 до 1,Ьин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -!н2 до 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.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные 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 типа Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- 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 3,5 лет.
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Чита» типографским способом.
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, шт. |
| Трансформаторы тока ТГФ220-П* УХЛ1 | 9 |
| Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1 | 9 |
| Устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325 | 1 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 | 3 |
| УССВ-35HVS | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Руководство по эксплуатации | 1 |
осуществляется по документу МП 56435-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Чита». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2013 г.
Перечень основных средств 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»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
Лист № 8 Всего листов 9
- счетчиков типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП 2203-00422006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- УСПД RTU-325 - по документу "Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП.» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.";
- 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 500 кВ «Чита».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Чита»
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 500 кВ «Чита».
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 22.11.2024 |
