Номер по Госреестру СИ: 53870-13
53870-13 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ "Машук" филиал ОАО "ФСК ЕЭС России" - МЭС Юга
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В составе АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр» производства ООО «Эльстер Метроника», которое реализует задачи и функции АИИС КУЭ и включает в себя:
-
- уровень программного обеспечения счётчиков «АЛЬФА А1800» (ПО «Metercat (AlphaPlus W 2.1)»);
-
- уровень программного обеспечения УСПД серии RTU-325 (ОС «QNX 4»);
-
- уровень программного обеспечения АРМа (ОС WindowsXPRussian, ПО «Альфа Центр» - АС_РЕ_55, прикладное ПО);
-
- программное обеспечения мобильного автоматизированного рабочего места (АРМ) - «Альфа Центр. Мобильный АРМ »;
-
- программное обеспечение системы управления базами данных (СУБД) - «Альфа Центр».
Защита ПО от несанкционированного доступа, на программном и логическом уровнях, реализуется за счет многоуровневых паролей доступа, при этом для каждого пользователя устанавливаются имена и пароли, соответствующие его полномочиям.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО, установленного в ИВКЭ АИИС КУЭ
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «Альфа Центр» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных C:\alphacenter\exe) |
Arserver.exe |
АС_РЕ_55 BD 4.5. |
ID 12 92 66 64 38 |
MD_5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Атгс.ехе | ||||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe | ||||
драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll | ||||
Библиотека шифрования пароля счетчиков A1805 |
encryptdll.dll | ||||
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
-
• ПО «Альфа Центр» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
-
• Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
-
• Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетод измерений приведен в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук » филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга». Методика аттестована метрологической службой ЗАО «РИТЭК - СОЮЗ», свидетельство об аттестации № 030/01.00190-02.2013 от 27.02.2013г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы устанавливающие требования к системе автоматизированной, информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» -МЭС Юга.
ГОСТ 8.596-2002. ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-
ные положения». ГОСТ 22261-94 технические условия». ГОСТ 1983-2001 ГОСТ 7746-2001 |
«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». «Трансформаторы тока. Общие технические условия». |
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».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
МИ 2441-97 «Испытания для целей утверждения типа измерительных систем. Общие требования».
БЕКВ.422231.055.РЭ «Руководство по эксплуатации на Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки» Перечень основных средств поверки:
-
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-11 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
-
- средства поверки измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа Альфа - в соответствии с документом «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в феврале 1998 г;
-
- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «РИТЭК-СОЮЗ»Юридический адрес:350033, г. Краснодар, ул. Ставропольская, 2
Почтовый адрес: 350080, г. Краснодар, ул. Демуса,50
Тел.: (861) 260-48-00
Факс: (861) 260-48-14
E-mail:mail@ritek-souz.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «A1800RALQ- P4GB-DW-4» класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие два измерительных канала системы по количеству точек учета электроэнергии.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки» (ИВКЭ), включающий в себя два устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 и специализированное программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр», АРМ оператора, устройство синхронизации системного времени (УССВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485) и далее осуществляет передачу накопленных данных по каналам связи на верхний уровень системы (сервер БД).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
- измерение 30, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
-
- измерение календарного времени и интервалов времени;
-
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин., 60 мин., 1 день, 1 месяц);
-
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
- передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена - участникам оптового рынка электроэнергии;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений , данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация времени).
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й уровни АИИС КУЭ.
Функции сервера ИВК выполняет Сервер ЦСОД АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга г. Железноводск, п. Иноземцево.
Принцип действия:
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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
-
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;
-
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
С выхода счетчика цифровой сигнал по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS 485 поступает в УСПД типа RTU 325, где осуществляется сбор, хранение и обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт^ч. (квар^ч). умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, а также её накопление и передача на СБД по линиям связи.
Информационный обмен между уровнями ИИК и ИВКЭ осуществляется по выделенному каналу связи, организованному по интерфейсу RS-485. Основной канал связи между уровнем ИВКЭ и ИВК осуществляется по волоконно-оптической линии связи ОАО «ФСК ЕЭС», а резервный по выделенному спутниковому каналу.
Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД по внешнему каналу связи: основному и резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регионального оператора сотовой связи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), созданной на базе устройства синхронизации системного времени типа УССВ - 35 HVS (выполненных на основе GSM-терминала Siemens Tc35i), принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS).
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически по сигналам УССВ при расхождении показаний часов на величину более чем ±1 с., погрешность синхронизации не более 0,1 сек. Контроль времени счетчиков автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±2 с.
Таким образом, погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Комплектность АИИС КУЭ № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга представлена в таблице 4.
Таблица 4. Комплектность АИИС КУЭ
Обозначение изделия |
Наименование изделия |
Кол-во |
Составные части системы | ||
ТВЭ-35 |
Измерительные трансформаторы тока |
6 |
ЗНОМ-35-65 |
Измерительные трансформаторы напряжения |
6 |
Альфа 1805 |
Многофункциональные счетчики электроэнергии |
2 |
РИ-3 |
Разветвители интерфейсов |
2 |
ЛИМГ |
коробки испытательные переходные |
2 |
МР3021-Т-1А-3х10ВА |
Догрузочные резисторы для трансформаторов тока |
2 |
МР3021-Н-57,7В-60ВА |
Догрузочные резисторы для трансформаторов напряжения |
6 |
Zyxel |
модем |
2 |
Siemens Tc 35i |
GSM-терминал Устройство синхронизации времени |
1 |
RTU325-E1-512-M3-B8-Q-12-G |
УСПД № 1-ведомый |
1 |
RTU325-E-512-M11-Q-12-G |
УСПД №2-ведущий |
1 |
АРМ |
1 | |
RS-485/RS-422 |
Преобразователь интерфейса 1-портовый асинхронный RS-422/485 в Ethernet |
2 |
ПО «Альфа-Центр»AC PE55 |
Специализированное программное обеспечение |
1 |
БЕКВ.422231.055.П-Ф |
Паспорт - формуляр на АИИС КУЭ №16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга |
1 |
БЕКВ.422231.055.РЭ |
Руководство по эксплуатации на АИИС КУЭ №16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга |
1 |
Состав ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИК
№ ИК, наименование присоединений |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | ||
ОРУ-35 кВ Л-300 1 с.ш. ИК № 50 |
ТВЭ-35 КТ=0^; Ктт=600/1; № 1024-12 № 1025-12 № 1026-12 Госреестр № 13158-04 |
ЗНОМ-35-65 КТ=0,5; Ктн=35000Нз/ 100/V3 № 1491505 № 1491428 № 1491706 Госреестр № 912-05 |
A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ=0,5Б/1,0; Ксч=1; Зав. № 01232707 Госреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 00643, № 001494. Госреестр № 37288-08 |
Активная, реактивная |
ОРУ-35 кВ Л- 3072 с.ш. ИК № 51 |
ТВЭ-35 КТ=0^; Ктт=600/1; № 1031-12 № 1034-12 № 1033-12 Госреестр № 13158-04 |
ЗНОМ-35-65 КТ=0,5; Ктн=35000/^3/ 100/^3 № 1491501 № 1491510 № 1491502 Госреестр № 00912-05 |
A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ = 0,5S/1,0; Ксч=1; Зав. № 01232706 Госреестр № 31857-11 |
В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК при измерении электроэнергии и средней мощности (получасовых), при доверительной вероятности
Р = 0,95.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) | ||||
COSф |
d1(2)%, I1(2)£ I изм< I 5 % |
d5 %, I5 %£ I изм< I 20 % |
d20 %, I 20 %£ I изм< I 100 % |
d100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | |
50; 51 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
1,0 |
±2 |
±1,9 |
±1,1 |
±0,9 |
0,9 |
- |
±2,2 |
±1,7 |
±1,3 | |
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,8 |
±1,4 | |
0,5 |
- |
±4,9 |
±2,2 |
±2,3 | |
Номер ИК |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) | ||||
sin ф |
d1(2)%, I1(2)£ I изм< I 5 % |
d5 %, I5 %£ I изм< I 20 % |
d20 %, I 20 %£ I изм< I 100 % |
d100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | |
50; 51 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,8 |
- |
±2,2 |
±3,0 |
±2,6 |
0,5 |
- |
±3,0 |
±2,2 |
±2,0 |
Примечания:
-
1. Погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
-
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; сила тока - (0,01 - 1,2) 4н; диапазон коэффициента мощности cos j (sin j) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота -(50 ± 0,15) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;
-
- температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от минус 20°С до + 40°С;
счетчиков - от +15°С до +25 °С;
-
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
- атмосферное давление - (100±4) кПа.
-
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
- напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином,
-
- сила тока от 0,01 IHOM до 1,2 IHOM ;
-
- температура окружающей среды: для ТТ и ТН от минус 20°С до +40°С, для счетчиков электрической от +15°С до +25 °С;
-
- относительная влажность воздуха - (40 - 60) %;
-
- атмосферное давление - (100±4) кПа.
-
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл.
-
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ПС 330 кВ «Машук» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
• счетчик электроэнергии Альфа 1805 - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
-
• УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
-
• УСПД (RTU 325) - среднее время наработки на отказ не менее 70000часов;
-
• «Альфа Центр» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
-
• для счетчика Тв < 2 часа;
-
• для УСПД Тв < 2 часа;
-
• для сервере Тв < 1 час;
-
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
-
• для модема Тв < 2 часа.
Надежность системных решений:
-
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
-
- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирование ;
- пропадания напряжения;
- коррекции часов компонентов;
- журнал УСПД :
- пропадания напряжения;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком ;
- выключение и включение сервера;
Защищенность применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- выводы измерительных трансформаторов тока ;
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике ;
- пароль на УСПД ;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках ( функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована );
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений ( функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин ( функция автоматизирована);
- сбора 30 мин ( функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А 1800 - не менее 30 лет;
-
- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;