| Номер в госреестре | 82906-21 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РП 220 кВ Усть-Омчуг |
| Изготовитель | Акционерное общество "Полюс Магадан" (АО "Полюс Магадан"), Магаданская область, Тенькинский район, поселок Омчак, ул. Новая, зд. 35, корп. 7, пом. 121 |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РП 220 кВ Усть-Омчуг (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ, представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
первый уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325T, устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные места (АРМ) операторов, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение;
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных ПАО «Магаданэнерго», автоматизированные рабочие места операторов, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются 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. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как средние значения мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал со счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер сбора и БД. Резервным каналом связи является оптоволоконная линия связи, с преобразователем интерфейсов; также есть возможность считывания информации напрямую со счетчиков с помощью оптического преобразователя.
На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется оформление справочных и отчетных документов.
АИИС КУЭ осуществляет обмен и передачу полученной информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), розничного рынка электроэнергии (РРЭ), АО «СО ЕЭС» через каналы связи в виде xml-файлов форматов, установленных в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. Передача макетов в АО «АТС» осуществляется с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и в АИИС КУЭ смежных субъектов, с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ со шкалой единого координированного времени UTC (SU) с помощью приема сигналов ГЛОНАСС/GPS УССВ на базе УССВ-2 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 54074-13), имеющего погрешность синхронизации со шкалой координированного времени не более ±1 мкс. ИВК каждый час сличает и синхронизирует свою шкалу времени со шкалой УССВ, время задержки сигнала составляет менее 150 мс. Корректировка внутренних часов УСПД осуществляется от соответствующего УССВ -2, установленный на подстанции, коррекция происходит в случае расхождения часов более 1 с при сличении каждые 30 мин. Внутренние часы счетчиков электрической энергии сличаются и при необходимости, синхронизируются с часами соответствующего УСПД не реже, чем раз в 30 минут. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД при расхождении более 1 с и реализуется программным мо дулем заводского ПО в счетчике.
Факты коррекции внутренних часов с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика, УСПД и сервера сбора и БД отражаются в соответствующих журналах событий.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в эксплуатационную документацию
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «АльфаЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3е736в7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | MD5 |
| Наименование программного модуля ПО | ac_metrology.dll |
Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК
АИИС
КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ
| а мК оИ К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | |||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД, УССВ | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | РП 220 кВ Усть-Омчуг ВЛ 220 Усть-Омчуг-Омчак-Новая I цепь | ТВ-ЭК 220М1 КТ 0,2S Ктт 400/1 Рег. № 56255-14 | TCVT КТ 0,2 Ктн 220000:V3/100:V3 Рег. № 57418-14 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0,5 Рег. №3185711 | RTU-325T Рег. №44626 10 УССВ-2 Рег. №54074 13 |
| 2 | РП 220 кВ Усть-Омчуг ВЛ 220 Усть-Омчуг-Омчак-Новая II цепь | ТВ-ЭК 220М1 КТ 0,2S Ктт 400/1 Рег. № 56255-14 | TCVT КТ 0,2 Ктн 220000:V3/100:V3 Рег. № 57418-14 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0,5 Рег. №3185711 | |
| 3 | РП 220 кВ Усть-Омчуг Ввод 0,4 кВ TN1 | ТШП КТ 0,5S Ктт 250/1 Рег. № 64182-16 | - | Альфа А1800 КТ 0,5S/1,0 Рег. №3185711 | |
| 4 | РП 220 кВ Усть-Омчуг Ввод 0,4 кВ TN2 | ТШП КТ 0,5S Ктт 250/1 Рег. № 64182-16 | - | Альфа А1800 КТ 0,5S/1,0 Рег. №3185711 | |
| П р и м е ч а н и я: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов, с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец не претендует на улучшение метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. | |||||
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности, (±5) % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1, 2 | Активная Реактивная | 0,5 1,2 | 1,4 2,3 |
| 3, 4 | Активная Реактивная | 0,9 2,3 | 3.2 5.3 |
| Примечание: В допускаемой относите Характеристик] электроэнергии на иш Погрешность в температуры окружаю 15 до плюс 25 °C. | качестве характеристик погрешности И льной погрешности ИК при доверительной вер погрешности ИК указаны для измерений ервале времени 30 минут. рабочих условиях указана для силы тока 2(5 щего воздуха в месте расположения счетчико | К установлены границы юятности, равной 0,95. активной и реактивной ) % от 1ном еоБф = 0,8 инд и эв для ИК №№ 1-4 от плюс | |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cosф - температура окружающей среды, оС | от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,8 до 50,2 от -60 до +45 от +15 до +25 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика Альфа A1800 - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД RTU-325 - среднее время восстановления работоспособности, ч | 120000 2 240000 2 |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000 1 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее | 300 10 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее - сохранение информации при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45 10 3,5 |
| Предел допускаемой погрешности измерений интервала времени, с | ±5 |
| Надежность системных решений: - защита от кратковременных сбоев питания сервера источника бесперебойного питания; | и УСПД с помощью |
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в (функция автоматизирована):
- электросчетчиках;
- УСПД;
- ИВК.
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность (функция автоматизирована):
- измерений 30 мин;
- сбора 30 мин.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименнование | Обозначение | Количество, шт |
| 1 | 2 | 5 |
| Трансформатор тока | ТВ-ЭК 220М1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | TCVT | 6 |
| Трансформатор тока | ТШП | 6 |
| Счетчик электрической энергии | А1800 | 4 |
| Устройства синхронизации времени | УССВ-2 | 1 |
| Устройство сбора-передачи данных | RTU-325T | 1 |
| Программное обеспечение | АльфаЦентр | 1 |
| Паспорт-формуляр | 4906000960.411711.002.ПФ | |
| Методика поверки | МП 014-2020 | 1 |
приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности ПС 220 кВ Омчак Новая», аттестованном ООО «Метросервис», аттестат об аккредитации № RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РП 220 кВ Усть-Омчуг
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
