Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Котово". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Котово"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 606 п. 40 от 14.05.2014
Класс СИ 34.01.04
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 кВ «Котово» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. 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 - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа 1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ТУ 4228-01129056091-11 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах АИИС КУЭ.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325H (Госреестр СИ № 44626-10, зав. № 007792), устройство синхронизации системного времени (УССВ), включающее в себя приемник GPS-сигналов, и технические средства приема-передачи данных.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр СИ № 44595-10), включающий в себя сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят 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.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и журналов событий, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер БД с периодичностью не реже чем один раз в сутки производит опрос УСПД. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ.

Результаты измерений, подписанные электронно-цифровой подписью (ЭЦП), передаются с сервера БД в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0 в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ и смежным субъектам ОРЭ

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов УСПД с часами УССВ происходит каждую секунду, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы сервера синхронизируются от часов УСПД один раз в сутки, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД- с периодичностью один раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

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 используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Наименование файла

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей)

3.27.3.0

3214aa58fe0713acf8 658ae24117eaa9

Amrserver.exe

MD5

драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

993aa317ec7503a985 1a8a00l0c2109a

Amrc.exe

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

af8131afa6l9e5d767 10ff991c54a363

Amra.exe

драйвер работы с БД

f123afc345711f11fd

38fdb19f78a2ac

Cdbora2.dll

библиотека сообщений планировщика опроса

10e80f811b67795a1 26e117d02c72281

alfamess.dll

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 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 и метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблице 2.

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

Номер ИК

Наименование объекта учета

Состав 1-го уровня

Ктт^Ктн^Ксч

УСПД

Наименование измеряемой величины

Метрологические характеристики

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

Обозначение, тип

Заводской номер

Вид энергии

Основная Погрешность ИК, ± %

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации,

I 0/

± /0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ВЛ 220 кВ Кедрово-Котово

ТТ

Кт = 0,2S Ктт = 200/1 № 20645-12

А

ТГФ-22011* У1

443

О о о о

RTU-325H зав. № 007792 Госреестр СИ № 44626-10

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

0,5

1,1

1,9

1,7

В

ТГФ-22011* У1

441

С

ТГФ-22011* У1

438

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 38000-08

А

НДКМ-220 УХЛ1

529

В

НДКМ-220 УХЛ1

528

С

НДКМ-220 УХЛ1

527

ТН (резерв)

Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 38000-08

А

НДКМ-220 УХЛ1

532

В

НДКМ-220 УХЛ1

531

С

НДКМ-220 УХЛ1

530

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11

Альфа A1802RALQ-P4GB-DW-4

01269148

2

ВЛ 220 кВ Котово-Бугры

ТТ

Кт = 0,2S Ктт = 200/1 № 20645-12

А

ТГФ-22011* У1

439

о о о о

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

0,5

1,1

1,9

1,7

В

ТГФ-22011* У1

440

С

ТГФ-22011* У1

442

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 38000-08

А

НДКМ-220 УХЛ1

532

В

НДКМ-220 УХЛ1

531

С

НДКМ-220 УХЛ1

530

ТН (резерв)

Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 38000-08

А

НДКМ-220 УХЛ1

529

В

НДКМ-220 УХЛ1

528

С

НДКМ-220 УХЛ1

527

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11

Альфа A1802RALQ-P4GB-DW-4

01269149

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

3

Трансформатор Т1

ТТ

Кт = 0,2S Ктт = 300/1 № 39137-08

А

CTB

130004001

000099

RTU-325H зав. № 007792 Госреестр СИ № 44626-10

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

0,5

1,1

1,9

1,7

В

CTB

130004002

С

CTB

130004003

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 38000-08

А

НДКМ-220 УХЛ1

529

В

НДКМ-220 УХЛ1

528

С

НДКМ-220 УХЛ1

527

ТН (резерв)

Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 38000-08

А

НДКМ-220 УХЛ1

532

В

НДКМ-220 УХЛ1

531

С

НДКМ-220 УХЛ1

530

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11

Альфа A1802RALQ-P4GB-DW-4

01269150

4

Трансформатор Т2

ТТ

Кт = 0,2S Ктт = 300/1 № 39137-08

А

CTB

130004004

000099

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

0,5

1,1

1,9

1,7

В

CTB

130004005

С

CTB

130004006

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 38000-08

А

НДКМ-220 УХЛ1

532

В

НДКМ-220 УХЛ1

531

С

НДКМ-220 УХЛ1

530

ТН (резерв)

Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 38000-08

А

НДКМ-220 УХЛ1

529

В

НДКМ-220 УХЛ1

528

С

НДКМ-220 УХЛ1

527

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11

Альфа A1802RALQ-P4GB-DW-4

01269151

Примечания:

1. В Таблице 2 в графе 10 приведены пределы погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (япф=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)ин; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)1н;

диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 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: (23±2) °С ; УСПД - от 15 °С до 25 °С;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа).

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

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

- температура окружающего воздуха от минус 40°С до 40°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)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 10°С до 30°С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

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

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:

- попытка несанкционированного доступа;

- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- перерывы питания

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- ИВК.

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;

- ИВК

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не менее 35 суток;

- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;

- ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 3,5 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 кВ «Котово» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование (обозначение) изделия

Кол. (шт.)

1

2

Трансформаторы тока ТГФ-220П* У1

6 шт

Трансформаторы тока CTB

6 шт

Трансформаторы напряжения НДКМ-220 УХЛ1

6 шт

Продолжение таблицы 3

1

2

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный Альфа А1800

4 шт

Устройства сбора и передачи данных серии RTU-325H

1 шт.

Устройство синхронизации системного времени УССВ-16-HVS

1 шт.

АРМ оператора

1 шт.

Методика поверки

1 шт.

Формуляр-Паспорт П2202011-105-УА.ФО-ПС

1 шт.

Технорабочий проект П2202011-105-УА.ТРП

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 57365-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Котово». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2014 года.

Перечень основных средств поверки:

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

- трансформаторов напряжения в соответствии с   ГОСТ   8.216-2011

«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

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

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

- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные   многофункциональные   Альфа   А1800. Методика   поверки

ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

- для УСПД RTU-325H - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 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 «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Котово». Технорабочий проект П2202011-105-УА.ТРП».

Нормативные документы

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

технические условия».

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

ГОСТ 7746-2001    «Трансформаторы тока. 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».

ТУ 4228-011-29056091-11 Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Технические условия.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание