Номер по Госреестру СИ: 81006-21
81006-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Барсуки
( )
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Барсуки (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.11.02 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 330 кВ Барсуки», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные и технические документы
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер, программное обеспечение (ПО «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Сервер осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) и с другими АИИС КУЭ, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе АО «АТС» и прочими заинтересованными организациями в рамках согласованного регламента.
Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов установленных форматов, в том числе заверенных электронно-цифровой подписью, в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов УСПД с УССВ осуществляется не реже 1 раза в час. Корректировка часов УСПД производится при расхождении на ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов сервера производится при расхождении ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении более ±2 с, не чаще 1 раза в сутки.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТОГФ-330 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ-35 |
9 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-35 |
3 |
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
2 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные |
НАМИ-330 |
6 |
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛП-НТЗ-35 |
15 |
Счетчики электрической энергии трехфазный многофункциональный |
Альфа А1800 |
9 |
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327L |
1 |
Сервер |
HPE ProLiant DL20 Gen10 |
1 |
Методика поверки |
МП ЭПР-311-2020 |
1 |
Паспорт-формуляр |
ЭНПР.411711.049.ФО |
1 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
УССВ |
Границы допускаемой основной от-носитель-ной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
1 |
ПС 330 кВ Барсуки, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ |
ТОГФ-330 300/1 Кл.т. 0,2S |
НАМИ-330 330000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,2 Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
Активная |
0,6 |
1,5 | |||
Невинномысск-Барсуки I цепь |
Рег. № 61432-15 Фазы: А; В; С |
Реактивная |
1,1 |
2,5 | ||||||
2 |
ПС 330 кВ Барсуки, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Невинномысск-Барсуки II цепь |
ТОГФ-330 300/1 Кл.т. 0,2S Рег. № 61432-15 Фазы: А; В; С |
НАМИ-330 330000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,2 Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
RTU- 327L Рег. № 4190709 |
УССВ-2 Рег. № 54074 13 |
HPE Pro Liant DL20 Gen10 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
|
3 |
ПС 330 кВ Барсуки, КРУ-35, |
ТОЛ-НТЗ-35 2000/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНОЛП-НТЗ-35 35000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,2 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
Активная |
0,6 |
1,5 | |||
яч. 13 |
Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С |
Реактивная |
1,1 |
2,5 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
4 |
ПС 330 кВ Барсуки, КРУ-35, яч. 21 |
ТОЛ-НТЗ-35 3000/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-35 35000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,2 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQ- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
RTU- 327L Рег. № 4190709 |
УССВ-2 Рег. № 54074 13 |
HPE Pro Liant DL20 Gen10 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
|
5 |
ПС 330 кВ Барсуки, КРУ-35, яч. 32 |
ТОЛ-СЭЩ-35 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-35 35000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,2 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQ- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
| |||
6 |
ПС 330 кВ Барсуки, КРУ-35, яч. 46 |
ТОЛ-НТЗ-35 3000/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-35 35000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,2 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQ- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
| |||
7 |
ПС 330 кВ Барсуки, ЩСН ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТШП-0,66 800/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С |
- |
A1802RLXQ- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
Активная Реактивная |
0,4 0,9 |
| |||
8 |
ПС 330 кВ Барсуки, ЩСН ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТШП-0,66 800/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С |
- |
A1802RLXQ- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
Активная Реак тивная |
0,4 0,9 |
|
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
9 |
ПС 330 кВ Барсуки, РУ 10 кВ, СШ 10 кВ, ВЛ 10 кВ Ф-262 (секции РУ-10 кВ ПС 35/10 кВ «Старо-дворцовская») |
ТПОЛ-10 100/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 47958-16 Фазы: А; С |
ЗНОЛП-НТЗ-35 10000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,2 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4GB- DW-GP-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
RTU-327L Рег. № 4190709 |
УССВ-2 Рег. № 54074 13 |
HPE Pro Liant DL20 Gen10 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС времени UTC(SU) |
КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы |
±5 с |
Примечания:
-
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
-
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
-
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном; cos j = 0,8инд.
-
4. 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 АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество ИК |
9 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
напряжение, % от Uном |
от 95 до 105 |
ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от +5 до +35 |
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от +10 до +35 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчика: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСПД: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
250000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
для УССВ: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
74500 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для сервера: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
20000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: для счетчика: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
180 |
при отключении питания, лет, не менее |
30 |
для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД; сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии; УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений; о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).