Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ "Спортивная" филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1803 п. 51 от 12.11.2014
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «Спортивная» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга (далее - АИИС КУЭ) предназначена, для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ПС 110 кВ «Спортивная», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерения (ИИК ТИ) - состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2, 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчиков активной и реактивной электрической энергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S, 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электрической энергии) и 0,5, 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электрической энергии) и вторичных измерительных цепей.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройства синхронизации времени УССВ-35HVS, одного автоматизированного рабочего места (АРМ), одного переносного инженерного пульта (L) на базе переносного компьютера (ноутбука) с соответствующим программным обеспечением, предназначенным для опроса счетчиков и УСПД, а также коммутационного оборудования.

УСПД типа RTU-325 Н обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная со счётчиков информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД.

Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК). Функции ИВК АИ-ИС КУЭ выполняет сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЕС (Метроскоп), внесенной в Госреестр под № 45048-10. На третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов

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 часов компонентов АИИС КУЭ).

Принцип действия:

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут.

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 кВтч, (квар^ч), умножение измеренного счётчиками количества электрической энергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, а также её накопление и передача на сервер ЦСОД.

Информационный обмен между уровнями ИИК ТИ 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 ЦСОД по внешнему каналу связи - основному или 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 электрической энергии и мощности, информация о которых передаётся от счетчиков электрической энергии в УСПД и далее в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

СОЕВ обеспечивает синхронизацию часов компонентов АИИС КУЭ - счетчиков электрической энергии и УСПД - путем корректировки показаний их часов. Корректировка показаний часов УСПД, осуществляется относительно сигналов точного времени, принимаемых устройством синхронизации времени yCCB-35HVS от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), и выполняется при расхождении показаний часов на более чем ± 1 с. Корректировка показаний часов счетчиков электрической энергии осуществляется относительно времени, измеряемого часами УСПД, если разность показаний часов счетчиков электрической энергии и УСПД превышает значение ± 2 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиком, часы счетчика 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 счетчиков электрической энергии 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.

Программное обеспечение

В составе АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр» (АС_РЕ_30), зав. № 9034.

_______Таблица 1 - Идентификационные данные ПО, установленного в ИВКЭ АИИС КУЭ

Идентификационное      наименование

программного обеспечения

Номер   версии   (идентификационный

номер) программного обеспечения

alphamess.dll

ID 262 024 546

Версия 12.07.04.01

amra.exe

amrc.exe

amrserver.exe

cdbora2.dll

encryptdll.dll

orabase.exe

Rwsxc60.exe

trtu.exe

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электрической энергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3 нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблице 3.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ__________________________________

№ ИК

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

объекта

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

1

W1G КЛ110 кВ ПС «Роза-Хутор» №1

CTIG-110 Г осреестр № 42469-09 Кл. т. 0,2S 400/5

Зав. № 59743 59744 59745

VDGW2-110X Г осреестр № 42563-09 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав. № D702361A

A1802RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06

Кл.т. 0,2S/0.5 Зав. № 01255452

RTU 325 Г осреестр № 44626-10 Зав. № 7218

активная, реактивная

2

W2G КЛ 110 кВ ПС «Роза-Хутор» № 2

CTIG-110 Г осреестр № 42469-09 Кл. т. 0,2S 400/5

Зав. № 59748 59747 59746

VDGW2-110X Г осреестр № 42563-09 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав. № D702362A

A1802RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06

Кл.т. 0,2S/0.5 Зав. № 01255453

5

С 2

РП 4 - 2

ТОЛ-10-1-8

Г осреестр № 47959-11 Кл. т. 0,5S 2000/5

Зав. № 26831

27314 27310

ЗНОЛП.4-10 Г осреестр № 46738-11

Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 2010619

2010772

2010773

A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255416

6

С 4

РП 3 - 2

ТОЛ-10-1-8

Г осреестр № 47959-11 Кл. т. 0,5S 2000/5

Зав. № 27169 26829 27163

ЗНОЛП.4-10 Г осреестр № 46738-11

Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 2010619

2010772

2010773

A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255432

8

С 6 Резерв

ТОЛ-10-1М-3

Г осреестр № 36307-07 Кл. т. 0,5S 800/5

Зав. № 27041

27203 27043

ЗНОЛП.4-10 Г осреестр № 46738-11

Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3

Зав. № 2010619

2010772

2010773

A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255436

1

2

3

4

5

6

7

9

С 8 Резерв

ТОЛ-10-1-8 Г осреестр № 47959-11 Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 27012 27165 27014

ЗНОЛП.4-10 Г осреестр № 46738-11 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 2010619 2010772 2010773

A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255419

RTU 325Н Г осреестр № 44626-10 Зав. № 7218

активная, реактивная

11

С 10 Резерв

ТОЛ-10-1-8 Г осреестр № 47959-11 Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 27164 27017 27018

ЗНОЛП.4-10 Г осреестр № 46738-11 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 2010619 2010772 2010773

A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255429

12

С 12 Резерв

ТОЛ-10-1М-3

Г осреестр № 36307-07 Кл. т. 0,5S 800/5 Зав. № 26858 26886 26887

ЗНОЛП.4-10 Г осреестр № 46738-11 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 2010619 2010772 2010773

A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255424

14

Линия РП 3

ТОЛ-10-1-8 Г осреестр № 47959-11 Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 26830 27313 27312

ЗНОЛП.4-10 Г осреестр № 46738-11 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 2010770 2010621 2010616

A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255421

15

Линия РП 4

ТОЛ-10-1-8 Г осреестр № 47959-11 Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 27168 27309 27016

ЗНОЛП.4-10 Г осреестр № 46738-11 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 2010770 2010621 2010616

A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255426

1

2

3

4

5

6

7

16

Резерв Яч. 106

ТОЛ-10-1М-3 Г осреестр № 36307-07 Кл. т. 0,5S 800/5 Зав. № 26861 27327 26860

ЗНОЛП.4-10 Г осреестр № 46738-11

Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3

Зав. № 2010770 2010621 2010616

A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255427

RTU 325 Г осреестр № 44626-10 Зав. № 7218

активная, реактивная

17

Резерв

Яч. 113

ТОЛ-10-1М-3 Г осреестр № 36307-07 Кл. т. 0,5S 800/5 Зав. № 27201 26859 26888

ЗНОЛП.4-10 Г осреестр № 46738-11

Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3

Зав. № 2010770 2010621 2010616

A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255418

18

Резерв Яч. 114

ТОЛ-10-1-8 Г осреестр № 47959-11 Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 27315 27013 27166

ЗНОЛП.4-10 Г осреестр № 46738-11

Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3

Зав. № 2010770 2010621 2010616

A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255431

19

Резерв Яч. 116

ТОЛ-10-1-8 Г осреестр № 47959-11 Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 27015 27167 27311

ЗНОЛП.4-10 Г осреестр № 46738-11

Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3

Зав. № 2010770 2010621 2010616

A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255420

21

TN1 -0.4 кВ

ТСН-8 Г осреестр № 26100-03 Кл. т. 0,2S 800/5

Зав. № 99962 99972 99973

----

A1805RLQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255442

1

2

3

4

5

6

7

22

TN2 -0.4 кВ

ТСН-8 Г осреестр № 26100-03 Кл. т. 0,2S 800/5

Зав. № 99961 99964 99963

----

A1805RLQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255441

RTU 325 Г осреестр № 44626-10 Зав. № 7218

активная, реактивная

23

ЩХН 0,4 кВ

ТОП-0,66 У3 Г осреестр № 44142-11 Кл. т. 0,5S 80/5 Зав. № 027011 027012 027016

A1805RLQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01255445

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная и реактивная энергия)

Номер ИК

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерения активной электрической энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ)

COSф

§1(2)%, I1(2)— I изм< I 5 %

§5 %, I5 %— I изм< I 20 %

§20 %, I 20 %— I изм< I 100 %

§100 %, I100 %— I изм— I 120 %

1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2 S)

1,0

±0,9

±0,5

±0,4

±0,4

0,9

±1,0

±0,6

±0,5

±0,5

0,8

±1,1

±0,7

±0,6

±0,6

0,5

±1,8

±1,3

±0,9

±0,9

5, 6, 8, 9, 11, 12, 14 - 19

(ТТ 0,5 S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

1,0

±2,0

±1,3

±1,1

±1,1

0,9

±2,4

±1,5

±1,3

±1,3

0,8

±2,8

±1,9

±1,5

±1,5

0,5

±5,0

±3,2

±2,4

±2,4

21, 22

(ТТ 0,2S; Сч 0,5S)

1,0

±1,9

±1,1

±1,0

±1,0

0,9

±2,3

±1,4

±1,1

±1,1

0,8

±2,7

±1,7

±1,3

±1,3

0,5

±4,8

±3,0

±2,1

±2,1

23

(ТТ 0,5S; Сч 0,5S)

1,0

±1,9

±1,1

±1,0

±1,0

0,9

±2,3

±1,4

±1,1

±1,1

0,8

±2,7

±1,7

±1,3

±1,3

0,5

±4,8

±3,0

±2,1

±2,1

Номер ИК

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерения реактивной электрической энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ)

sin ф

81(2)%?

I1(2)— I изм< I 5 %

85 %,

I5 %— I изм< I 20 %

820 %, I 20 %— I изм< I 100 %

8100 %, I100 %— I изм— I 120 %

1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5)

0,8

±2,4

±2,0

±1,9

±1,9

0,5

±1,8

±1,6

±1,6

±1,6

5, 6, 8, 9, 11, 12, 14 - 19

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Сч 1,0)

0,8

±4,5

±3,1

±2,6

±2,6

0,5

±3,1

±2,2

±2,1

±2,1

21, 22

(ТТ 0,2S; Сч 1,0)

0,8

±3,6

±2,3

±1,6

±1,6

0,5

±5,3

±3,1

±2,0

±2,0

23

(ТТ 0,5S; Сч 1,0)

0,8

±3,6

±2,3

±1,6

±1,6

0,5

±5,3

±3,1

±2,0

±2,0

Примечания:

1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos ф < 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; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)4н; диапазон коэффициента мощности cosф ^пф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ от 15 до 35 °С; ТН от 10 до 35 °С; счетчиков: от 21 до 25 °С; УСПД от 15 до 25 °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)-Uk1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02)(0,05) - 1,2)-!н1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха от 5 °С до 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)/Ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)4н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха:

для ИК № 1, 2 , 5, 6, 8, 9, 11, 12, 14 - 19                    от 5 до 30 °С,

для ИК № 21-23                                     от 15 до 25 °С;

- относительная влажность воздуха (40-60) %;

- атмосферное давление (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 до 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа

3. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ПС 110 кВ «Спортивная» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемых отклонений показаний часов

УСПД относительно УССВ                                                      ± 1с.

Пределы допускаемых отклонений показаний часов

счетчика относительно УСПД                                                        ± 2с.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик электрической энергии Альфа 1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

- УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

- УСПД (RTU 325) - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

- «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 сервера 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;

- в журналах событий счетчика фиксируются факты:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции часов;

- в журнале событий УСПД фиксируются факты:

- пропадания напряжения;

- параметрирования;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- коррекции часов.

Защищенность применяемых компонентов:

предусмотрена механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- выводов измерительных трансформаторов тока;

- электросчётчиков;

- испытательных коробок;

- УСПД;

устанавливается защита информации, на программном уровне, при хранении, передаче, пара-метрировании:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД.

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).

Глубина хранения информации:

- в электросчетчиках - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А 1800 - не менее 30 лет;

- в УСПД - результаты измерений, информация о состоянии объектов и средств измерений - не менее 35 суток.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «Спортивная» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга типографическим способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента уровня

Тип компонента уровня

Количество, шт.

Уровень ИИК ТУ

Трансформаторы тока измерительные

CTIG-110

6

ТОЛ-10-1-8

24

ТОЛ-10-1М-3

12

ТОП-0,66 У3

3

TCH-8

6

Трансформаторы напряжения измерительные

VDGW2

2

ЗНОЛП.4-10

6

Счетчики электроэнергии многофункциональные

«АЛЬФА А1800» (A1802RALQ-P4GB-DW-4)

2

«АЛЬФА А1800» (a1805RALQ-P4GB-DW-4)

12

«АЛЬФА А1800» (A1805RLQ-P4GB-DW-4)

3

Коробки испытательные переходные

ЛИМГ

17

Разветвители интерфейсов

ПР-3

34

Догрузочные резисторы для трансформаторов тока

МР3021-Т-5А-3х5ВА

12

МР3021-Т-5А-4ВА

6

МР3021-Т-5А-2,5ВА

3

Догрузочные резисторы для трансформаторов напряжения

МР3021-Н-57,7В-20ВА

6

МР3021-Н-57,7В-3х10ВА

2

Адаптер дополнительного питания счетчиков

АТ4012

17

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325H-E2-M4-B8

1

Коммутатор

MOXA EDS-208A

1

GSM-терминал

Cinterion МC52i

1

GSM антенна на магнитном основании с усилением 5 дБ

Антей 905

1

Спутниковый терминал VSAT

Gilant SkyEdge PRO

1

Оптический преобразователь для связи счетчиков

AE1

1

Источник бесперебойного питания

АРС SUA1500RMI 2U

1

APC Back-Up CS 650VA

1

Ethernet сервер

MOXA NPort 5232

2

Переносной инженерный пульт на базе ноутбука

ASUS K55A

1

АРМ

НР 3500 Pro MT

1

Шкаф УССВ

НКУ МЕТРОНИКА МС-225

1

Шкаф сетевой, на базе Rittal TS 8 (800x2000x600 мм)

Rittal.DK 7920.740

2

Монтажная панель

Rittal 271001

1

Программное обеспечение

ПО АРМ «Альфа Центр» однопользовательская версия для параллельного опроса счетчиков AC PE 30

1

ППО «Альфа-Центр» для ноутбука Ac L

1

Системное ПО Windows 7 Pro SP2 Russian

2

Эксплуатационная документация

БЕКВ.422231.073.ПФ

Паспорт-формуляр на АИИС КУЭ

1

БЕКВ.422231.073.РЭ

Руководство по эксплуатации на АИИСКУЭ

1

БЕКВ.422231.073.МВИ

Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ

1

БЕКВ.422231.073.ИЭ

Инструкция по эксплуатации. Технологическая инструкция на АИИС КУЭ.

1

БЕКВ.422231.073. В1

Перечень входных сигналов и данных на АИИС КУЭ

1

БЕКВ.422231.073.В2

Перечень выходных сигналов (документов) на АИИС КУЭ.

1

БЕКВ.422231.073.И3

Руководство пользователя на АИИС КУЭ.

1

БЕКВ.422231.073.И4

Инструкция по формированию и ведению базы данных на АИИС КУЭ.

1

Поверка

осуществляется 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 тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения - по МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика измерений»;

- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика измерений»;

- средства поверки измерительных счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

- средства поверки устройства синхронизации времени типа УСВ-2 в соответствии с документом «ВЛСТ 237.00.000И1. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2009г.;

- средства поверки измерительных УСПД RTU-325 - в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электрической энергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 году.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «Спортивная» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга». Методика аттестована метрологической службой ЗАО «РИТЭК - СОЮЗ», свидетельство об аттестации № 038/01.00190-09.2013 от 04.09.2013г.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание