Номер по Госреестру СИ: 52421-16
52421-16 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции "КИСК" 220/110/10 кВ с Изменениями № 1, № 2
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции «КИСК» 220/110/10 кВ с Изменениями №1, №2 является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции "КИСК" 220/110/10 кВ, свидетельство об утверждении типа RU.E.34.073.A № 49496, регистрационный № 52421-13, системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции «КИСК» 220/110/10 кВ с Изменением № 1, свидетельство об утверждении типа RU.E.34.556.A. № 59077, регистрационный № 52421-15 (далее по тексту - № ГР) и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 49, 50, 51, 52.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции «КИСК» 220/110/10 кВ с Изменениями № 1, № 2 (далее по тексту -АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
Структура прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ:
-
- ПО «Метроскоп» осуществляет обработку, организацию учета и хранение результатов измерений электроэнергии, а также их отображение и передачу в автоматическом режиме в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии;
-
- ПО «АльфаЦЕНТР», установленное на АРМ оператора ПС, осуществляет отображение, хранение и вывод на печать результатов измерений и данных журналов событий;
-
- ПО «Конфигуратор RTU-325T» - программа, необходимая для подключения к УСПД RTU-325T счетчиков электроэнергии.
ПО АИИС КУЭ обеспечивает:
-
- поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети (при необходимости);
-
- функционирование системы управления базами данных (формирование базы данных, управление файлами, их поиск, поддержку);
-
- формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;
-
- поддержку системы обеспечения единого времени;
-
- решение конкретных технологических и производственных задач пользователей.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в табл. 1.
Таблица 1 — Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Наименование программного обеспечения |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
Идентификационное наименование ПО |
DataServer.exe + DataServer USPD.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.00 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
Наименование программного обеспечения |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
Идентификационное наименование ПО |
Amrserver.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11.07.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) |
1907cf524865a1d0c0042f5eeaf4f866 |
Идентификационное наименование ПО |
Amrc.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11.07.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) |
95e1a46241f32666dd83bab69af844c0 |
Идентификационное наименование ПО |
Amra.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11.07.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) |
1d217646a8b3669edaebb47ba5bc410b |
Идентификационное наименование ПО |
Cdbora2.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11.07.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) |
a2f6e 17ef251d05b6db50ebfb3d2931 a |
Идентификационное наименование ПО |
Encryptdll.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11.07.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) |
0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c |
Идентификационное наименование ПО |
Alphamess.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11.07.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) |
b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 высокий. Влияние ПО на метрологические характеристики измерения электрической энергии отсутствует.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений содержится в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции «КИСК» 220/110/10 кВ с Изменениями № 1, № 2».
Методика аттестована ФБУ «Красноярский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 18.01.00291.010-2015 от 17.03.2015 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции «КИСК» 220/110/10 кВ с Изменениями № 1, № 2
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики реактивной энергии».
Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Про -верка защиты программного обеспечения».
Поверка
Поверкаосуществляется по документу 18-18/011 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции «КИСК» 220/110/10 кВ с Изменениями № 1, № 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Красноярский ЦСМ» 03.09.2015 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
-
- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
-
- трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
-
- Альфа A1802RALQ-P4GB-DW-4 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
-
- вольтамперфазометр Парма ВАФ-А по методике поверки, изложенной в разделе «7 Поверка прибора» руководства по эксплуатации РА 1.007.001 РЭ и согласованной с ГЦИ СИ Тест-С.-Петербург в декабре 2004 г.;
-
- переносной компьютер с ПО «MeterCat Альфа А1800», «Конфигуратор RTU-325T» и «АльфаЦЕНТР» AC_PE.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Техпроминжиниринг»(ООО «Техпроминжиниринг»)
660131, г. Красноярск, ул. Ястынская, 19А
ИНН 2465209432
Тел.: +7(391) 2068665
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Красноярском крае»
(ГЦИ СИ ФБУ «Красноярский ЦСМ»)
660093, г. Красноярск, ул. Вавилова, 1А
Тел.: +7(391) 236-30-80, факс: +7(391) 236-12-94
АИИС КУЭ представляют собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
-
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
-
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
- подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML формате и их предоставление по электронной почте в ПАК ОАО «АТС» и смежным организациям-участникам розничного рынка электрической энергии;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка паролей и т.п.);
-
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
- ведение единого времени в АИИС КУЭ.
-
1-ый уровень включает в себя информационно-измерительные комплексы (ИИК), состоящие из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности (КТ) 0,2S по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) КТ = 0,2 по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа А1802RALQ-P4GB-DW-4, КТ =0,2S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и КТ =0,5 для реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи.
-
2-ой уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), состоящий из устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325T (№ ГР 44626-10), предназначенного для сбора, накопления, обработки, хранение и отображение первичных данных об электропотреблении и мощности с электросчетчиков, а также передачи накопленных данных по каналам связи на сервер АИИС КУЭ в ЦСОД МЭС Сибири. УСПД выполняет периодический опрос (30 минут) данных со счетчиков электроэнергии.
-
3-ий уровень системы - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК) состоит из серверов центра сбора и обработки информации (ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Москва) и МЭС Сибири - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Красноярск). На серверах ЦСОД функционирует специализированное программное обеспечение (СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС «Метрос-коп». На АРМ оператора ПС установлено прикладное программное обеспечение (ПО) «Аль-фаЦЕНТР».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям поступают на измерительные входы счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются по периоду основной частоты сигналов. Реактивная мощность вычисляется по средним за период основной частоты значениям полной и активной мощности.
УСПД по каналам связи считывает измеренные значения в цифровом виде со счетчиков электрической энергии и осуществляет их перевод в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН. Далее измеренные величины от УСПД передаются на уровень ИВК, где ведется учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
Коммуникационное оборудование и аппаратура связи АИИС КУЭ позволяют осуществлять санкционированный доступ и считывание результатов измерений и служебной информации со счетчиков электроэнергии через систему паролей.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени СОЕВ, которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК.
Таблица 5 - Комплектность дополнительных ИК АИИС КУЭ
№ п/п |
Наименование |
Обозначение |
Кол-во |
1 |
Трансформатор тока |
SB 0,8 |
12 |
2 |
Трансформатор напряжения |
НДКМ-110УХЛ.1 |
6 |
3 |
Счетчик учета электрической энергии |
Альфа А1802RALQ-P4GB-DW- 4 |
4 |
4 |
УСПД |
RTU-325T |
1 |
5 |
УССВ |
УСВ-2.01 |
1 |
6 |
Программное обеспечение |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 |
СПО «Метроскоп» |
1 | ||
7 |
Паспорт-формуляр |
2200264-096-039.ФО |
1 |
8 |
Массив входных данных |
2200264-096-039.В6 |
1 |
9 |
Состав выходных данных |
2200264-096-039.В8 |
1 |
10 |
Технологическая инструкция |
2200264-096-039.И2 |
1 |
11 |
Руководство пользователя |
2200264-096-039И3 |
1 |
12 |
Инструкция по формированию и ведению базы данных |
2200264-096-039.И4 |
1 |
13 |
Методика поверки |
18-18/011 МП |
1 |
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 2, которая содержит перечень и состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ с указанием наименования присоединений и измерительных компонентов.
Метрологические характеристики ИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации приведены в табл. 3 и 4.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней дополнительных ИК АИИС КУЭ подстанции «КИСК» 220/110/10 кВ
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
Счетчик электроэнергии |
Трансформатор тока (ТТ) |
Трансформатор напряжения (ТН) |
УСПД | |||
49 |
ПС Новаленд -ПС КИСК, цепь 1 |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Кт=0,28/0,5; № ГР 31857-11 |
SB-0,8 3 ед.; КТ = 0,2S; К = 500/1; № ГР 20951-08 |
НДКМ-110УХЛ.1, 3 ед., КТ = 0,2; ^=110000:^3/100:^3 № ГР 38002-08 |
RTU-325T № ГР 44626-10 |
Активная и реактивная электроэнергия |
50 |
ПС Новаленд -ПС КИСК, цепь 2 |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Кт=0,28/0,5; № ГР 31857-11 |
SB-0,8 3 ед.; КТ = 0,2S; К = 500/1; № ГР 20951-08 |
НДКМ-110УХЛ.1, 3 ед., КТ = 0,2; ^=110000:^3/100:^3 № ГР 38002-08 | ||
51 |
ПС Солонцов-ская - ПС КИСК, цепь 1 |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Кт=0,28/0,5; № ГР 31857-11 |
SB-0,8 3 ед.; КТ = 0,2S; К = 500/1; № ГР 20951-08 |
НДКМ-110УХЛ.1, 3 ед., КТ = 0,2; ^=110000:^3/100:^3 № ГР 38002-08 | ||
52 |
ПС Солонцов-ская - ПС КИСК, цепь 1 |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Кт=0,28/0,5; № ГР 31857-11 |
SB-0,8 3 ед.; КТ = 0,2S; К = 500/1; № ГР 20951-08 |
НДКМ-110УХЛ.1, 3 ед., КТ = 0,2; ^=110000:^3/100:^3 № ГР 38002-08 |
Таблица 3 - Пределы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии для рабочих условий измерений с использованием дополнительных ИК АИИС КУЭ
№ ИК |
Значение eos ф |
±62%|'- [ %] WP2%—WPmM<WP5% |
±6 5%P, [ %] w P5%—W P™<W PI20% |
±620%P, [ %] W P20%-W P™<W P100% |
±6100%p, [ %] W P100%-W PmM-W P120% |
49:52 |
1 |
1,0 |
0,6 |
0,5 |
0,5 |
0,8 |
1,4 |
1,0 |
0,8 |
0,8 | |
0,5 |
2,1 |
1,3 |
1,0 |
1,0 |
Таблица 4 - Пределы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии для рабочих условий измерений с использованием дополнительных ИК АИИС КУЭ
№ |
Значени |
±§2%Q, [ %] |
±35o/P, [ %] |
±620%P, [ %] |
±6100%P, [ %] |
ИК |
ais ф / sin ф |
w Q2%—W Q™<W Q5% |
w Q5%—W Qibm<W Q20% |
W Q20%—W QmM<WQ100% |
W'q100%—w QiAw Q120% |
49:52 |
0,8/0,6 |
2,8 |
1,6 |
1,1 |
1,1 |
0,5/0,866 |
2,1 |
1,3 |
0,9 |
0,9 |
где 6 [%] - доверительная граница допускаемой относительной погрешности измерений при значении тока в сети, равном 2% (62%p,62%q), 5% (65%p,65%q) и 20% (620%p,620%q) относительно 1нОМ;
W. м - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за часовой интервал времени в диапазоне измерений с границами 2% (WPI2%, WQI2%), 5% (WPI5%, WQI5%), 20% (WPI20%, WQI20%) и 120% (WPI120%, WQI120%).
Примечания:
-
1 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения приращения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности за 30 минут.
-
2 Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния ПО.
-
3. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
-
- температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С
-
- температура окружающего воздуха для счетчиков , °С
-
- сила тока, % от номинального (1ном)
от минус 45 до +40 от минус 40 до +65 от 1мин до 120
-
- напряжение, % от номинального ( U ном) от 85 до 110
-
- коэффициент мощности (cos ф) 0,5инд - 1 - 0,8 емк.
-
- частота питающей сети, Гц от 47,5 до 52,5
-
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
-
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками того же класса точности, типы которых утверждены. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
6. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- счетчик электроэнергии Альфа A1802RALQ-P4GB-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 час;
-
- УСПД RTU-325T - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 час;
-
- ТТ и ТН - среднее время наработки на отказ не менее Т = 300 000 час.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
-
- Альфа А1802RALQ-P4GB-DW-4 - среднее время восстановления не более te = 168 час;
-
- СОЕВ - среднее время восстановления не более te = 168 час;
-
- УСПД RTU-325T - среднее время восстановления не более te = 1 час;
-
- ТТ и ТН среднее время восстановления не более te = 168 час.
-
7. Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
-
- клемные соединения вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
-
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
-
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
-
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
-
- защита результатов измерений при передаче.
-
8. Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
-
- фактов параметрирования счетчика;
-
- фактов пропадания напряжения;
-
- фактов коррекции времени.
-
9. Возможность коррекции времени:
-
- в счетчиках (функция автоматизирована);
-
- в УСПД (функция автоматизирована);
-
- на сервере (функция автоматизирована).
-
10. Глубина хранения информации:
-счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
-УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
-ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.