Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО "Витимэнергосбыт" (ПС 220 кВ Мамакан)

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

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.

Описание

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 RS-485 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.

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.

Технические характеристики

Состав ИК и их метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 2-5.

Номер

ИК

Наименование

присоединения

Средства измерений и технические средства, входящие в состав ИК

АИИС КУЭ

Вид СИ

Фаза

Обозначение

Регистра

ционный

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-220III

61431-15

0,2

220000: л/3 /100: л/3

В

ЗНОГ-220III

С

ЗНОГ-220III

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-220III

61431-15

0,2

220000: л/3 /100: л/3

В

ЗНОГ-220III

С

ЗНОГ-220III

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 БЬ320е Gen8 АРМ оператора

с установленным ПО «АльфаЦЕНТР»

Примечания:

1    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в настоящей таблице, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик, указанных в таблицах 3 и 4.

2    Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

3    Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке, который хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК при измерении активной электрической энергии и средней мощности_

Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК

cos9

Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности

для диапазона

I5 < I < I20

для диапазона I20 < I < 3^100

для диапазона I100 < I < 3-120

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

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 !н;

5о - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности; 5ру - 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

sin9

Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности

для диапазона

I5 < I < I20

для диапазона I20 < I < 3^100

для диапазона I100 < I < 3-120

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

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 !н;

5о - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности; 5ру - 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.

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 cosj

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 cosj

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.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра печатным способом.

Комплектность

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформаторы тока

ТОГФ-220Ш

6 шт.

Трансформаторы напряжения

ЗНОГ-220III

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.

Поверка

осуществляется 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.

Сведения о 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 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

Развернуть полное описание