Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ "Спортивная" филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга
- ОАО "РИТЭК-СОЮЗ", г.Краснодар
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:59032-14
- 25.12.24
- 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.