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
77479-20: Методика поверки МП 384-19Скачать6.4 Мб