Номер по Госреестру СИ: 49345-13
49345-13 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ "Фроловская" с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ "Фроловская" с Изменением № 1
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 является обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10кВ «Фроловская» - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская», свидетельство об утверждении типа RU.Е.34.004.А № 45835 от 23.03.2012 г., регистрационный № 49345-12 , и включает в себя описание дополнительного измерительного канала, соответствующего точке измерения №16.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением №1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчётов.
Программное обеспечение
Уровень ИВКЭ содержит программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», и решает задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификацио нный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм цифрового идентификат ора ПО |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
"АльфаЦЕНТР" |
"Amrserver. exe" |
4.05.01.05 |
350fea312941b2c2e00 a590fb617ae45 |
MD5 |
"АльфаЦЕНТР" |
"Атгс.ехе" |
4.05.01.05 |
529af5cc49b0c00dc58 d808da82bd8a6 |
MD5 |
Окончание таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
"АльфаЦЕНТР" |
"Arma.exe" |
4.05.01.05 |
2a2c0968fe99124a2f9 813cbd285a6f7 |
MD5 |
"АльфаЦЕНТР" |
"Cdbora2.dll" |
4.05.01.05 |
5f7bed5660c061fc898 523478273176c |
MD5 |
"АльфаЦЕНТР" |
"encryptdll.dll" |
4.05.01.05 |
0939ce05295fbcbbba4 00eeae8d0572c |
MD5 |
"АльфаЦЕНТР" |
"alphamess.dll" |
4.05.01.05 |
b8c331abb5e3444417 0eee9317d635cd |
MD5 |
-
• Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.
-
• Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
- |
Номер ИК |
Канал измерений | |||||||
ВЛ-10 кВ №7 (КРУН-ЮкВ (существующий), секция 1, яч. 1) |
вэ |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | |||||||
Счетчик |
TH |
ТТ |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Состав 1-го у| | |||||
Кт = 0,2S/0,5 Кеч = 1 № 16666-97 |
Кт = 0,5 Ктн = юоооа/з/юол/з №831-69 |
Кт = 0,5 Ктт= 1000/5 № 2473-05 | |||||||
EA02RAL-P4B-4 |
О |
ГО |
> |
О |
го |
> |
Обозначение, тип |
эовня измерительного канала | |
НТМИ-10-66 |
НТМИ-10-66 |
1 НТМИ-10-66 |
| ТЛМ-10 |
1 |
| ТЛМ-10 | ||||
01054318 |
6669 |
6669 |
1 6669 |
сэ L/i L/i L/i |
1 |
| 4475 |
Ui |
Заводской номер | |
20000 |
сл |
Крр'Крн'Ксч | |||||||
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
-м |
Наименование измеряемой величины | |||||||
Активная Реактивная |
00 |
Вид энергии |
| Метрологические характеристики | | ||||||
н- н- Lj = с с с |
чо |
Основная относительная погрешность ИК, (±5) % | |||||||
± 5,5 % ± 2,7 % |
о |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, 1±5) % |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе 21168598.422231.0338.ИС1.М. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская».
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1
-
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
-
2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
-
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
-
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
-
5. ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
-
6. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Лист № 9 Всего листов 9
-
7. «21168598.422231.0338.ИС1.М. Инструкция по эксплуатации системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская».
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 49345-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в марте 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
-
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005,
-
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»,
-
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»,
-
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»,
-
- счетчика ЕвроАльфа - в соответствии с документом «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАльфа (ЕА). Методика поверки»,
-
- УСПД RTU-300 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП,
-
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01,
-
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04,
-
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от
-20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до
100 %, дискретность 0,1 %.
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС » (ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень, включающий в себя, измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчик активной и реактивной электроэнергии типа EA02RAL-P4B-4, класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и технические средства приема - передачи данных.
-
2- й уровень, включающий в себя, информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) АИИС КУЭ, созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325H (Госреестр СИ РФ № 44626-10, зав. № 005657) и технических средств приема-передачи данных.
-
3- й уровень, включающий в себя, информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), Госреестр СИ РФ № 45048-10. Сервер баз данных (далее - БД) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) расположен в ОАО «ФСК ЕЭС».
Первичные фазные 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
Лист № 2 Всего листов 9 мощности на интервалах времени, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30 минут (параметр ПА14). В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки (параметр ПА26) и графики параметров сети.
Каждые 30 минут УСПД RTU-325H производит опрос всех подключенных к нему цифровых счетчиков ИК (параметр ПА15). Полученная информация обрабатывается (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), записывается в энергонезависимую память УСПД и, по запросу с сервера БД ИВК, с периодичностью 1 раз в 30 минут предоставляется в БД ИВК. Вышеописанные процедуры выполняются автоматически, а время и частота опроса устанавливаются на этапе пуско-наладки системы.
Раз в сутки с уровня ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) формируются и отсылаются файлы в формате XML, содержащие информацию о получасовой потребленной и выданной электроэнергии по каждому из направлений, всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ) (параметры ПА18, ПА21).
Возможность приема данных смежными системами с уровня ИВКЭ может быть обеспечена установкой программного обеспечения (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» на автоматизированных рабочих местах (далее - АРМ) пользователей смежных субъектов ОРЭ.
В АИИС КУЭ синхронизация времени производится от GPS-приемника (глобальная система позиционирования). В качестве приёмника сигналов GPS о точном календарном времени используется устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), подключаемое к УСПД RTU-325H От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД RTU-325^ а от них - и часы счетчика ЕвроАЛЬФА, подключенного к УСПД RTU-325H В АИИС КУЭ автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах и погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с. Сравнение часов УСПД RTU-325Н с временем УССВ осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении со временем УССВ на величину ± 2 с. Сравнение часов счетчика с часами УСПД RTU-325Н осуществляется каждые 30 минут, корректировка часов осуществляется при расхождении с часами УСПД RTU-325Н на величину ± 2 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиком на длительный срок, часы счетчиков корректируются от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
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.
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Количество |
1 |
2 |
Трансформаторы тока ТЛМ-10 |
2 шт. |
Трансформаторы напряжения НТМИ-10-66 |
1 шт. |
Счетчики электроэнергии многофункциональные типа ЕвроАЛЬФА |
1 шт. |
Устройства сбора и передачи данных RTU-325Н |
1 шт. |
ИВК ЦСОД МЭС Центра |
1 шт. |
АРМ оператора с ПО Windows XP и AC РЕ 30 |
1 шт. |
Переносной инженерный пульт на базе Notebook |
1 шт. |
Формуляр |
1 экземпляр. |
Инструкция по эксплуатации |
1 экземпляр |
Методика поверки |
1 экземпляр |
Лист № 8 Всего листов 9
о
Примечания:
-
1. В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации,
(±5) %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (этф=0,87), токе ТТ, равном 5 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 °С до 30 °С .
-
2. Нормальные условия эксплуатации:
-
- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
-
- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)Ih; диапазон коэффициента мощности cos j (sin j) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;
-
- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С;ТН- от минус 40 °С до
50 °С; счетчиков: (23±2) °С ; УСПД - от 15 °С до 25 °С;
-
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
-
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 1,1)Uhi; диапазон силы
первичного тока - (0,05 - 1,2)Ihi; коэффициент мощности cos j (sin j) - 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота
-
- (50 ± 0,5) Гц;
-
- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С;
-
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
Для электросчетчика:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosф=1) - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cos j (sinj) -0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 65°С;
-
- относительная влажность воздуха - (40-60) %;
-
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
- параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;
-
- температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;
-
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
-
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист № 6 Всего листов 9 Надежность применяемых в системе компонентов:
-
• электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 50 000 ч., время восстановления работоспособности Тв=168 ч.;
-
• компоненты ИВКЭ - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0=55 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.
-
•
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИИС = 0,9159 - коэффициент готовности;
ТО_АИИС = 1627,8 ч. - среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
-
• Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
-
• Стойкость к электромагнитным воздействиям;
-
• Ремонтопригодность;
-
• Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
-
• Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;
-
• Резервирование элементов системы;
-
• Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;
-
• Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
-
• журнал событий счетчика:
-
- попытки несанкционированного доступа;
-
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;
-
- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
-
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-
- перерывы питания.
-
• журнал событий ИВКЭ:
-
- ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
-
- ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;
-
- установка текущих значений времени и даты;
-
- попытки несанкционированного доступа;
-
- связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;
-
- перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);
-
- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
-
- отключение питания.
-
• журнал событий ИВК:
-
- даты начала регистрации измерений;
-
- перерывов электропитания;
-
- программных и аппаратных перезапусков;
-
- установка и корректировка времени;
-
- нарушение защиты ИВК;
-
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- привод разъединителя трансформаторов напряжения;
-
- клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;
Лист № 7 Всего листов 9 - корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а
так же его рукоятка (или прозрачная крышка);
- клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока ;
- промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;
- испытательная коробка (специализированный клеммник);
- крышки клеммных отсеков счетчиков ;
- крышки клеммного отсека УСПД .
-
• защита информации на программном уровне:
-
- результатов измерений при передаче информации( возможность использования цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на промконтроллер (УСПД);
-
- установка пароля на сервер БД ИВК.
Глубина хранения информации:
-
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
-
• ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
-
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -не менее 3,5 лет.