Номер по Госреестру СИ: 77479-20
77479-20 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО "Витимэнергосбыт" (ПС 220 кВ Мамакан)
( )
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО «Витимэнергосбыт» (ПС 220 кВ Мамакан) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности, сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации в центры сбора.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от преднамеренных и непреднамеренных 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Метрологические характеристики АИИС КУЭ нормированы с учетом ПО.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра печатным способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «Методика (методы) измерений системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого (технического) учета электроэнергии
АО «Витимэнергосбыт» (ПС 220 Мамакан)», аттестующая организация ФБУ «Иркутский ЦСМ», аттестат аккредитации RA.RU.311934 от 17.02.2017.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электрической энергии
АО «Витимэнергосбыт» (ПС 220 кВ Мамакан)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 384-19 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии АО «Витимэнергосбыт» (ПС 220 кВ Мамакан). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 24.10.2019.
Основные средства поверки:
-
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
-
- ТН - ГОСТ 8.216-2011;
-
- счетчики - по документам ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» (утверждена ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.) и ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки» (утверждена ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.);
-
- УСПД - по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки» (утверждена ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.);
-
- УССВ - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки» (утверждена ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013);
-
- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер 46656-11).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергосистемы» (ООО «Энергосистемы»)
ИНН 3812048918
Адрес: 600028, г. Владимир, ул. Сурикова, д. 10А, помещение 10
Телефон: (4922) 60-23-22, факс: (915) 762-02-31
Web-сайт: ensys.su
E-mail: post@ensys.su
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Сибирская электротехническая компания» (ООО «Сибэлектротехком»)
ИНН 3812048918
Адрес: 664033, г. Иркутск, ул. Фаворского, д. 5
Телефон: (3952) 70-36-36, факс: (3952) 70-36-36 (доб. 210 и 211)
E-mail: info@seltco.irk.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации , метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»)
Адрес: 634012, г. Томск, ул. Косарева, д.17-а
Телефон: (3822) 55-44-86, факс: (3822) 56-19-61, голосовой портал: (3822) 71-37-17
Web-сайт: tomskcsm.ru, томскцсм.рф
E-mail: tomsk@tcsms.tomsk.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1) первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК), выполняющие функцию измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности и включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи до счетчиков и технические средства приема-передачи данных и каналы связи;
-
2) второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий в свой состав устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU-325, технические средства приема-передачи данных и каналы связи;
-
3) третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер) и автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных и каналы связи.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. Тридцатиминутные приращения электрической энергии вычисляются как интеграл по времени от средней мощности за интервал 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS485 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным и беспроводным линиям связи на верхний уровень АИИС КУЭ (сервер).
Сервер осуществляет автоматизированный сбор информации, формирование отчетных документов, ведение журнала событий, конфигурирование и параметрирование технических и программных средств АИИС КУЭ, долговременное хранение и передачу данных в центры сбора информации. Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ оператора с использованием ПО «АльфаЦЕНТР».
Передача информации в АО «АТС» и другие смежные субъекты оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде файлов xml-формата, установленных Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в свой состав устройство синхронизации системного времени УССВ-2, сервер, УСПД и счетчики. СОЕВ выполняет измерение интервалов времени и обеспечивает синхронизацию шкал времени внутренних часов компонентов СОЕВ. Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам измерений формируются тридцатиминутные интервалы, для которых осуществляется вычисление приращений электрической энергии.
Привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона Российской Федерации UTC (SU) осуществляет устройство синхронизации системного времени УССВ-2, принимающее сигналы точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.
Сличение шкалы времени часов сервера со шкалой времени часов УССВ-2 осуществляется каждые 30 мин. Корректировка шкалы времени сервера осуществляется от УССВ-2 при достижении расхождения со шкалой УССВ-2 более 1 с.
Сличение шкалы времени часов УСПД со шкалой времени часов сервера осуществляется каждые 15 мин. Корректировка шкалы времени УСПД осуществляется от сервера при достижении расхождения со шкалой сервера более 2 с.
Сличение шкалы времени часов счетчиков со шкалой времени часов УСПД осуществляется каждые 30 мин. Корректировка шкал времени счетчиков осуществляется от УСПД при достижении расхождения со шкалой УСПД более 1 с.
Расхождение шкалы времени часов любого компонента СОЕВ со шкалой координированного времени UTC (SU) не превышает 5 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отражают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТОГФ-220Ш |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОГ-220Ш |
6 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
А1802RALQ-P4GB-DW-4 |
2 шт. |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 шт. |
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 шт. |
Сервер |
HP Proliant DL320е Gen8 |
1 шт. |
Методика поверки |
МП 384-19 |
1 экз. |
Формуляр |
- |
1 экз. |
Руководство пользователя |
- |
1 экз. |
Состав ИК и их метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 2-5.
Таблица 2 - Состав ИК
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Средства измерений и технические средства, входящие в состав ИК АИИС КУЭ | |||||
Вид СИ |
Фаза |
Обозначение |
Регистрационный номер |
Класс точности |
Коэффициент трансформации | ||
ИИК | |||||||
1 |
ВЛ 220 кВ Мамакан -Сухой Лог I цепь |
ТТ |
А |
ТОГФ-220Ш |
61432-15 |
0,2S |
600/5 |
В |
ТОГФ-220Ш | ||||||
С |
ТОГФ-220Ш | ||||||
ТН |
А |
ЗНОГ-220Ш |
61431-15 |
0,2 |
220000^/3/100^/3 | ||
В |
ЗНОГ-220Ш | ||||||
С |
ЗНОГ-220Ш | ||||||
Счетчик |
А1802RALQ-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
0,2S/0,5 |
- | |||
2 |
ВЛ 220 кВ Мамакан -Сухой Лог II цепь |
ТТ |
А |
ТОГФ-220Ш |
61432-15 |
0,2S |
600/5 |
В |
ТОГФ-220Ш | ||||||
С |
ТОГФ-220Ш | ||||||
ТН |
А |
ЗНОГ-220Ш |
61431-15 |
0,2 |
220000:>/3/100:V3 | ||
В |
ЗНОГ-220Ш | ||||||
С |
ЗНОГ-220Ш | ||||||
Счетчик |
А1802RALQ-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
0,2S/0,5 |
- | |||
ИВКЭ | |||||||
1, 2 |
Все присоединения |
УСПД |
RTU-325 |
37288-08 |
- |
- | |
ИВК | |||||||
1, 2 |
Все присоединения |
Устройство синхронизации системного времени УССВ-2 |
54074-13 |
- |
- | ||
Сервер HP Proliant DL320е Gen8 |
с установленным ПО «АльфаЦЕНТР» | ||||||
АРМ оператора | |||||||
Примечания:
|
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК при измерении активной электрической энергии и средней мощности
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК |
COSф |
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности | |||||
для диапазона I5 < I < I20 |
для диапазона I20 < 1 < 1100 |
для диапазона I100 < 1 < 1120 | |||||
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % | ||
1, 2 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,2; КТ счетчика 0,2S |
1,0 |
±0,6 |
±0,7 |
±0,6 |
±0,7 |
±0,6 |
±0,9 |
0,8 |
±0,9 |
±1,0 |
±0,7 |
±0,8 |
±0,7 |
±0,8 | |
0,5 |
±1,3 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,2 | |
Примечание - В таблице приняты следующие обозначения: I5, I20, I100 И I120 - значения первичного тока, соответствующие 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения 1н; бо - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности; бру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении активной электрической энергии и средней мощности Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ указаны для измерений тридцатиминутных приращений активной электрической энергии и средней мощности. В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ приведены границы интервала, соответствующие вероятности 0,95 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК |
simp |
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности | |||||
для диапазона I5 < I < I20 |
для диапазона I20 < 1 < 1100 |
для диапазона I100 < 1 < 1120 | |||||
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % | ||
1, 2 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,2; КТ счетчика 0,5 |
0,6 |
±1,1 |
±1,7 |
±1,0 |
±1,6 |
±1,0 |
±1,6 |
0,87 |
±1,3 |
±2,1 |
±0,9 |
±1,8 |
±0,9 |
±1,8 | |
Примечание - В таблице приняты следующие обозначения: I5, I20, I100 И I120 - значения первичного тока, соответствующие 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения 1н; бо - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности; бру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ указаны для измерений тридцатиминутных приращений реактивной электрической энергии и средней мощности. В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ приведены границы интервала, соответствующие вероятности 0,95 |
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU) составляют ±5,0 с.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
2 |
Нормальные условия: | |
- температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
- параметры сети: | |
а) напряжение, % от ин |
от 98 до 102 |
б) ток, % от 1н |
от 100 до 120 |
в) частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
г) коэффициент мощности cos j |
0,9 инд. |
Рабочие условия: | |
- температура окружающей среды, °С | |
а) для ТТ и ТН |
от -60 до +40 |
б) для счетчиков и УСПД |
от -5 до +37 |
в) для сервера и УССВ |
от +10 до +25 |
- параметры сети: | |
а) напряжение, % от ин |
от 90 до 110 |
б) ток, % от 1н |
от 5 до 120 |
в) частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
г) коэффициент мощности cos j |
от 0,5 до 1,0 |
Показатели надежности компонентов АИИС КУЭ: | |
- ТТ: | |
а) средняя наработка до отказа, ч, не менее |
2000000 |
б) средний срок службы, лет, не менее |
40 |
- ТН: | |
а) средняя наработка до отказа, ч, не менее |
2000000 |
б) установленный полный срок службы, лет, не менее |
30 |
- счетчики: | |
а) средняя наработка до отказа, ч, не менее |
120000 |
б) срок службы, лет, не менее |
30 |
- УСПД: | |
а) средняя наработка до отказа, ч, не менее |
100000 |
б) средний срок службы, лет, не менее |
30 |
- сервер: | |
а) средняя наработка до отказа, ч, не менее |
120000 |
- УССВ: | |
а) средняя наработка на отказ, ч, не менее |
74500 |
а) назначенный срок службы, лет, не менее |
10 |
б) среднее время восстановления, ч |
2 |
Глубина хранения информации: | |
- счетчики: | |
а) глубина хранения данных графиков нагрузки с |
300 |
интервалом 30 мин, дней, не менее | |
б) сохранение данных в памяти, лет, не менее (при отсутствии |
30 |
питания) | |
- УСПД: | |
а) сохранение данных в памяти, лет, не менее (при |
5 |
отсутствии питания) | |
- сервер: | |
а) хранение результатов измерений и информации о |
3,5 |
состоянии средств измерений, лет, не менее |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД и сервера с помощью источников бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться субъектам ОРЭМ по электронной почте и по каналу спутниковой связи;
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
а) включение и отключение питания счетчика;
б) сброс максимальной мощности;
в) корректировка времени;
г) включение и отключение напряжения пофазно;
д) снятие крышки зажимов;
е) снятие кожуха счетчика;
- в журнале событий УСПД:
а) перерывов в электропитании;
б) потери и восстановления связи со счетчиками;
в) корректировки времени в УСПД и в каждом счетчике;
г) программных и аппаратных перезапусков;
д) изменения ПО и параметров в УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование измерительных трансформаторов, счетчиков, испытательных клеммников, разветвителей интерфейсов и питания, УСПД, сервера, УССВ;
- защита информации на программном уровне:
а) результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
б) установка паролей на счетчики, УСПД и сервер.