Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10кВ "Февральская" Амурского предприятия МЭС - филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ №4 и №5

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 1178 п. 50 от 26.12.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 49330
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10кВ «Февральская» Амурского предприятия МЭС - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ №4 и №5 (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии) и 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Счетчик электрической энергии обеспечен энергонезависимой памятью для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же запрограммированных параметров.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД RTU-325L, Госреестр № 3728808, зав. № 004426), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительный канал (далее - ИК) состоит из трех уровней АИИС КУЭ.

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.

Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос цифровых счетчиков.

Сервер базы данных (далее - сервер БД), установленный в ЦСиОД (Центр сбора и обработки данных) МЭС Востока, с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справоч-

лист № 2 всего листов 7 ных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию времени в АИИС КУЭ. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени УССВ -35HVS (далее - УССВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с УССВ. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии 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

Уровень ИВК содержит ПО "Альфа-Центр", включающее в себя модули «Альфа ЦЕНТР Мониторинг», «Альфа ЦЕНТР Navigator», «Альфа ЦЕНТР Резерв», «Альфа ЦЕНТР Администратор», «Альфа ЦЕНТР Time». С помощью ПО "Альфа-Центр" решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов.

Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения (далее - ПО)

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

Amrserver.

exe

Не ниже 11.07.01.01

e357189aea0466e98 b0221dee68d1e12

MD5

Драйвер ручного опроса счетчиков и

УСПД

Атгс.ехе

745dc940a67cfeb3a 1b6f5e4b17ab436

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

Amra.exe

ed44f810b77a6782a bdaa6789b8c90b9

Драйвер работы с БД

Cdbora2.dl l

0ad7e99fa26724e65 102e215750c655a

Библиотека шифрования пароля счетчиков

encryptdll. dll

Не ниже 11.07.01.01

0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c

MD5

Библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess. dll

b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd

• Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 2 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 уровня системы и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2. Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК.

Номер ИК, код точки измерений

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Состав 1-го уровня

Ктт •Ктн •Ксч

Наименование измеряемой величины

Вид энергии

Метрологические характеристики

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

Основная относительная погрешность ИК, (±5) %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5) %

Gos ф = 0,87 sin ф = 0,5

сс« ф = 0,5 sin ф = 0,87

Ф-4 10 кВ

ТТ

Kt=0,5S Ктт=300/5 № 38202-08

А

ТПЛ-СЭЩ-10-11 У2

31391-11

0009

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

активная реактивная

1,1

2,3

4,8

2,8

B

ТПЛ-СЭЩ-10-11 У2

31390-11

C

ТПЛ-СЭЩ-10-11 У2

31411-11

ТН

Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69

А

B

C

НТМИ-10

4631

Счет чик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-06

А 1802 RALQ-P4GB-DW-4

01156295

ci

Ф-5 10 кВ

ТТ

Kt=0,5S Ктт=300/5 № 38202-08

А

ТПЛ-СЭЩ-10-21 У2

31463-11

0009

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

активная реактивная

1,1

2,3

4,8

2,8

B

ТПЛ-СЭЩ-10-21 У2

31471-11

C

ТПЛ-СЭЩ-10-21 У2

31476-11

ТН

Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69

А

B

C

НТМИ-10

3672

Счет чик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-06

А 1802 RALQ-P4GB-DW-4

01156311

лист № 4 всего листов 7 Примечания:

1. 1. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (этф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10°С до 30°С .

2. Нормальные условия:

- параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Uh; диапазон силы тока (1,0 -1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosф ($шф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С;ТН- от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков: в части активной энергии (23±2) °С, в части реактивной энергии (20±2) °С; УСПД - от 15 °С до 25 °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф (зтф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 30°С до 35°С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.3

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; 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 от 10°С до 30°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°С до 30°С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа

4. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ в филиале ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

лист № 5 всего листов 7 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 и УСПД фиксируются факты:

S   параметрирования;

S   пропадания напряжения;

S   коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

S   счетчика;

S   промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

S   испытательной коробки;

S   УСПД.

- наличие защиты на программном уровне:

S   пароль на счетчике;

S   пароль на УСПД;

S   пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измери

тельным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована).

- Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;

- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10кВ «Февральская» Амурского предприятия МЭС - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ №4 и №5 типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10кВ «Февральская» Амурского предприятия МЭС - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ №4 и №5 представлена в таблице 3.

Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ

Наименование (обозначение) изделия

Кол. (шт)

Трансформаторы тока ТПЛ-СЭЩ-10-21 У2

6

Трансформаторы напряжения НТМИ-10

2

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный Альфа А1800

2

Устройство сбора и передачи данных RTU-325L

1

Методика поверки

1

Формуляр

1

Инструкция по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 52248-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10кВ «Февральская» Амурского предприятия МЭС - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ №4 и №5. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2012 года.

Перечень основных средств поверки:

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

- Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»

- Средства измерений МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- Счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИ-ИМС» в 2008 г.;

- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;

- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10кВ «Февральская» Амурского предприятия МЭС - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ №4 и №5.

Нормативные документы

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

ГОСТ 7746-2001   «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001   «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 34.601-90    «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

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

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».

лист № 7

всего листов 7

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание