Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Магистральная (измерительный канал ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2)

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 3822 от 22.07.11 п.03
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43267
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 22261-94
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

АИИС КУЭ ПС 500 кВ Магистральная (измерительный канал ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы используются для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - уровень ИИК, включающий трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 19832001 и счетчик активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 по ГОСТ Р 523232005 (в части активной электроэнергии), и по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

2-й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «RTU-325», устройство синхронизации системного времени.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные 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 преобразуют 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.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (ИВК), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК АИИС КУЭ с использованием протоко-

лов передачи данных TCP/IP.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение раз в 1 час, коррекция при расхождения времени УСПД с GPS-приемником ±0,5 с. Синхронизация времени на сервере БД происходит от УССВ-35HVS, установленного в шкафу сервера в МЭС Западной Сибири. Сличение раз в 1 час. Коррекция при расхождении времени сервера с временем УССВ ±0,5 с. Синхронизация времени на коммуникационном сервере происходит от сервера БД. Сличение раз в 1 час. Коррекция при расхождении времени сервера с временем УССВ ±1,0 с. УСПД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков Альфа 1800 с временем УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже 1 раза в 30 мин, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±1 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии 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 АИИС КУЭ ПС 500 кВ Магистральная (измерительный канал ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2) используется программное обеспечение (далее - ПО) АИИС КУЭ на базе «Альфа Центр», которое функционирует на нескольких уровнях:

• программное обеспечение счетчика;

• программное обеспечение УСПД;

• программное обеспечение АРМ;

• программное обеспечение сервера БД.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами.

ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО

АИИС КУЭ ПС 500 кВ Магистральная (измерительный канал ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС2)

ПО «Альфа Центр»

5.05.01

-

-

Таблица 2 - Метрологические значимые модули 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

5.05.01

582b756b2098 a6dabbe52eae 57e3e239

MD5

драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

amrc.exe

b3bf6e3e5100 c068b9647d2f 9bfde8dd

драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

amra.exe

764bbe1ed878 51a0154dba88 44f3bb6b

драйвер работы с БД

cdbora2.dll

7dfc3b73d1d1 f209cc4727c9 65a92f3b

библиотека шифрования пароля счетчиков A1700, A1140

encryptdll.dll

0939ce05295f bcbbba400eea e8d0572c

библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess.dll

b8c331abb5e3 4444170eee93 17d635cd

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-Центр», в состав которых входит ПО «Альфа Центр», внесены в Госреестр СИ РФ № 20481-00;

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр»;

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Таблица 3 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ПС 500 кВ Магистральная (измерительный канал ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2) и их основные метрологические характеристики.

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

1

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2-Магистральная

OSKF Кл.т. 0,2S 2000/1 Зав. № 483482 Зав. № 483485 Зав. № 483486 Г осреестр № 29687-05

OTCF

Кл. т. 0,2 500000/^3/100

/V3

Зав. № 703951401

Зав. № 703951402

Зав. № 703951403 Г осреестр № 30290-05

OTCF

Кл. т. 0,2 500000/^3/100

/V3

Зав. № 671559408

Зав. № 671559410

Зав. № 671559401 Г осреестр № 30290-05

A1802RA LXQ-P4GB-DW-4 Кл.т.

0,2S/0,5 Зав. № 01215263 Г осреестр № 3185706

RTU-325 Зав. № 587 Г осреестр № 3728808

Активная,

реактивная

±0,6

±1,2

±1,5

±2,8

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,02^ 1,2) Ihom; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк. допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков от минус 40 до + 70 °С; для УСПД от минус 10 до +50 °С, для сервера от 15 до 35 °С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от + 10 °С до +40 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 3. Замена оформляется актом в установленном в филиале ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Западной Сибири порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик Альфа 1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

- электросчетчика,

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД;

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 1 раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не

Лист № 6

Всего листов 8 менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 100 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Магистральная (измерительный канал ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2) типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ПС 500 кВ Магистральная (измерительный канал ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2) определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество

Трансформатор тока типа OSKF

3 шт.

Трансформатор напряжения типа OTCF

6 шт.

Счетчик электрической энергии Альфа 1800

1 шт.

Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника

2 шт.

УСПД RTU-325

1 шт.

Коммуникационный сервер

1 шт.

Сервер баз данных

1 шт.

ПО Альфа-Центр

2 шт.

АРМ оператора

2 шт.

Методика поверки

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Формуляр

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Магистральная (измерительный канал ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в июне 2011 года.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- ТН - по МИ 2982-2006 «Измерительные трансформаторы напряжения 500/ V3...750/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- Счетчики типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-00422006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- Устройства сбора и передачи данных типа RTU-325 - в соответствии с документом «Устройство сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 году;

- Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-Центр» - в соответствии с документом «Комплексы измерительновычислительные для учета электрической энергии «Альфа-Центр». Методика поверки», ДЯИМ.466453.06МП, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 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.

Сведения о методах измерений

Методики измерений изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Магистральная (измерительный канал ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2)».

Нормативные документы

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

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

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

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

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».

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание