Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330 кВ Грозный (далее АИИС КУЭ ПС 330 кВ Грозный) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов времени.
Описание
АИИС КУЭ ПС 330 кВ Грозный является двухуровневой системой с иерархической распределенной обработкой информации:
- первый - уровень измерительных каналов (далее - ИК);
- второй - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ);
В состав АИИС КУЭ ПС 330 кВ Грозный входит система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.
АИИС КУЭ ПС 330 кВ Грозный решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов измерений, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в электронный архив, формирование архива технической и служебной информации;
- передача в организации - участники ОРЭ результатов измерений (1 раз в сутки);
- синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и с помощью СОЕВ, соподчиненной национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с погрешностью не более ± 5 с;
- автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программнотехнических средств ИК и ИВКЭ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).
АИИС КУЭ ПС 330 кВ Грозный включает следующие уровни:
1 -й уровень ИК состоит из 9 измерительных каналов и включает в себя:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S; 0,5;
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2; 0,5;
- счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа А1800 и ЕвроАльфа класса точности 0,2S/0,5; 0,5S/1;
- вторичные измерительные цепи.
2 -й уровень ИВКЭ включает в себя:
- технические средства приемо-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- устройство сбора и передачи данных (УСПД).
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и на-
пряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин суммированием результатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал времени 0,02 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале времени усреднения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электрической энергии.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ. Синхронизация времени производится с помощью устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования (GPS). От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них - внутренние часы счетчиков, подключенных к УСПД.
Регламентированный доступ к информации серверов данных АИИС КУЭ с автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторов осуществляется через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.
Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:
- испытательной коробки (специализированного клеммника);
- крышки клеммных отсеков счетчиков.
Программное обеспечение
Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);
- автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;
- автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;
- использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));
- конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
- сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- передача данных по присоединениям в сервера ЦСОД МЭС Юга, ОАО «АТС» и другим заинтересованным субъектам ОРЭ результатов измерений;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ПС 330 кВ Грозный, событий в АИИС КУЭ ПС 330 кВ Грозный.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ПС 330 кВ Грозный;
- обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
- автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения (наименование програмного модуля , наименование файла) | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Комплексы измерительновычислительные для учета электрической энергии «Альфа-ЦЕНТР» | ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Программа планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей, Am-rserver.exe) | 11.07.01.01 | 7e87c28fdf5ef991 42ad5734ee7595a0 | MD5 |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер ручного опроса счетчиков, Amrc.exe) | a38861c5f25e237e 79110e1d5d66f37e |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер автоматического опроса счетчиков, Amra.exe) | e8e5af9e56eb7d94 da2f9dff64b4e620 |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер работы с БД, Cdbora2.dll) | 0ad7e99fa26724e6 5102e215750c655a |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Библиотека шифрования пароля счетчиков, Encryptdll.dll) | 0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Библиотека сообщений планировщика опросов, Alphamess.dll) | b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:
- установкой пароля на счетчик;
- установкой пароля на сервер;
- защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
| Канал измерений | Состав измерительного канала | Ктт •Ктн •Ксч | Вид электрической энергии | Метрологические характеристики |
| Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества активной и реактивной электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95: |
| Номер ИК | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Основная погрешность ИК, % | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, % |
| cos ф = 0,87 sin ф = 0,5 | cos ф = 0,5 sin ф = 0,87 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1—н | ВЛ-110кВ Грозный-Южная (Л-114) | II | KT=O,2S | А | BCT | 220000 | Активная Реактивная | ± 0,8% ± 1,4% | ± 2,2% ± 3,0% |
| Ктт=1000/5 | В | BCT |
| 28930-05 | С | BCT |
| ТН | КТ=0,2 | А | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Ктн=110000:^3/100:^3 | В | НАМИ-110 УХЛ1 |
| 24218-03 | С | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Счетчик | КТ=0,5Б/1 | EA05RAL-P4B-4 |
| Ксч=1 |
| 16666-97 |
Лист № 4
Всего листов 10
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ci | ВЛ-110 кВ Грозный-Аргун (Л-125) | II | KT=0,2S | А | BCT | 220000 | Активная Реактивная | ± 0,8% ± 1,4% | ± 2,2% ± 3,0% |
| Ктт=1000/5 | В | BCT |
| 28930-05 | С | BCT |
| ТН | КТ=0,2 | А | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Ктн=110000:^3/100:^3 | В | НАМИ-110 УХЛ1 |
| 24218-03 | С | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Счетчик | KT=0,5S/1 | EA05RAL-P4B-4 |
| Ксч=1 |
| 16666-97 |
| СП | ВЛ-110 кВ Грозный-Восточная (Л-111) | II | KT=0,2S | А | BCT | 220000 | Активная Реактивная | ± 0,8% ± 1,4% | ± 2,2% ± 3,0% |
| Ктт=1000/5 | В | BCT |
| 28930-05 | С | BCT |
| ТН | КТ=0,2 | А | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Ктн=110000:^3/100:^3 | В | НАМИ-110 УХЛ1 |
| 24218-03 | С | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Счетчик | KT=0,5S/1 | EA05RAL-P4B-4 |
| Ксч=1 |
| 16666-97 |
| ■'Т | ВЛ-110 кВ Грозный-ГРП-110 (Л-110) | II | KT=0,2S | А | BCT | 220000 | Активная Реактивная | ± 0,8% ± 1,4% | ± 2,2% ± 3,0% |
| Ктт=1000/5 | В | BCT |
| 28930-05 | С | BCT |
| ТН | КТ=0,2 | А | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Ктн=110000:^3/100:^3 | В | НАМИ-110 УХЛ1 |
| 24218-03 | С | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Счетчик | KT=0,5S/1 | EA05RAL-P4B-4 |
| Ксч=1 |
| 16666-97 |
Лист № 5
Всего листов 10
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ВЛ-110 кВ Грозный-ГРП-110(Л-136) | II | КТ 0,2S | А | BCT | 220000 | Активная Реактивная | ± 0,8% ± 1,4% | ± 2,2% ± 3,0% |
| Ктт=1000/5 | В | BCT |
| 28930-05 | С | BCT |
| ТН | КТ=0,2 | А | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Ктн=110000:^3/100:^3 | В | НАМИ-110 УХЛ1 |
| 24218-03 | С | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Счетчик | КТ=0,58/1 | EA05RAL-P4B-4 |
| Ксч=1 |
| 16666-97 |
| о | ВЛ-110 кВ Грозный-Гудермес-Тяговая (Л- 141) | II | КТ 0,2S | А | BCT | 220000 | Активная Реактивная | ± 0,8% ± 1,4% | ± 2,2% ± 3,0% |
| Ктт=1000/5 | В | BCT |
| 28930-05 | С | BCT |
| ТН | КТ=0,2 | А | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Ктн=110000:^3/100:^3 | В | НАМИ-110 УХЛ1 |
| 24218-03 | С | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Счетчик | КТ=0,58/1 | EA05RAL-P4B-4 |
| Ксч=1 |
| 16666-97 |
| ВЛ-110 кВ Грозный-Гудермес-Тяговая (Л- 142) | II | КТ 0,2S | А | BCT | 220000 | Активная Реактивная | ± 0,8% ± 1,4% | ± 2,2% ± 3,0% |
| Ктт=1000/5 | В | BCT |
| 28930-05 | С | BCT |
| ТН | КТ=0,2 | А | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Ктн=110000:^3/100:^3 | В | НАМИ-110 УХЛ1 |
| 24218-03 | С | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Счетчик | КТ=0,58/1 | EA05RAL-P4B-4 |
| Ксч=1 |
| 16666-97 |
Лист № 6
Всего листов 10
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ОО | ВЛ-110 кВ Грозный-Цем-завод (Л-161) | II | KT=O,2S | А | BCT | 220000 | Активная Реактивная | ± 0,8% ± 1,4% | ± 2,2% ± 3,0% |
| Ктт=1000/5 | В | BCT |
| 28930-05 | С | BCT |
| ТН | КТ=0,2 | А | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Ктн=110000:^3/100:^3 | В | НАМИ-110 УХЛ1 |
| 24218-03 | С | НАМИ-110 УХЛ1 |
| Счетчик | КТ=0,5Б/1 | A1805RAL-P4GB-DW-4 |
| Ксч=1 |
| 31857-06 |
| О' | ВЛ-6 кВ Грозный-Бердыкель | II | КТ=0,5 | А | ТЛК 10-6 | 3600 | Активная Реактивная | ± 1,2% ± 2,2% | ± 5,0% ± 2,1% |
| Ктт=300/5 | В | ТЛК 10-6 |
| 9143-01 | С | ТЛК 10-6 |
| ТН | КТ=0,5 | А | |
| Ктн=6000/100 | В | НАМИТ-10-2 |
| 16687-02 | С | |
| Счетчик | КТ=0,5Б/1,0 | ЕА05RL-P2B-4 |
| Ксч=1 |
| 16666-97 |
Лист № 7
Всего листов 10
Примечания:
1. В графе 7 таблицы 2 «Основная погрешность ИК, %» приведены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95; cosф=0,87 (мпф=0,5) и токе ТТ, равном 1ном.
2. В графе 8 таблицы 2 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, %» приведены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95; cosф=0,5 (япф=0,87) и токе ТТ, равном 10 % от 1ном.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 + 1,02)ином; диапазон силы тока (1,0 + 1,2)1ном; коэффициент мощности cos9=0,9 инд.
- температура окружающего воздуха для счетчиков электрической энергии: от минус 40°С до 25°С; УСПД - от минус 40°С до 60°С;
- магнитная индукция внешнего происхождения - 0 мТл;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 + 1,1)ином1; диапазон силы первичного тока (0,01 + 1,2)1ном1; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 + 1,0 (0,6 + 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от -30°С до 35°С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 + 1,1)ином2; диапазон силы вторичного тока (0,01 + 1,2)1ном2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5 + 1,0 (0,6 + 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от 15°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха (40 ^ 60) %;
- атмосферное давление (750±30) мм рт. ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В, частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 15 °С до 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (750 ± 30) мм рт.ст.
5. Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 48 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;
6. Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, не менее 70 суток; при отключении питания - не менее 30 лет.
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому ИК - не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания - не менее 3 лет.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на однотипные с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ПС 330 кВ Грозный как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений интервалов времени ± 5 с/сут.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится в левой верхней части титульных листов эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ПС 330 кВ Грозный.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ПС 330 кВ Грозный приведена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 330 кВ Грозный
| Наименование | Тип | Количество |
| Измерительный трансформатор тока | BCT | 24 шт. |
| Измерительный трансформатор тока | ТЛК 10-6 | 3 шт. |
| Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 шт. |
| Измерительный трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 1 шт. |
| Счетчик электроэнергии многофункциональный | ЕвроАльфа | 8 шт. |
| Счетчик электроэнергии многофункциональный | Альфа А1800 | 1 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов | RTU-325 | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | | 1 шт. |
| Методика поверки | | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 330 кВ Грозный - АИИС КУЭ ПС 330 кВ Грозный. Методика поверки. 001.МП».
Рекомендуемые средства поверки:
- переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь для работы со счетчиками электрической энергии и с программным обеспечением для работы с радиочасами РЧ-011;
- мультиметры Ресурс-ПЭ - 2 шт.;
- радиочасы РЧ-011/2.
Сведения о методах измерений
Методика измерений электрической энергии приведена в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 330 кВ Грозный. Свидетельство об аттестации № 01.00230/52-2011 от 29.12.2011 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
