Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Чита» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи 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 - измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) классов точности 0,2 и 0,2S, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) класса точности 0,5, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии), класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) RTU-325 (зав. № 3635), устройство синхронизации времени типа yCCB-35HVS, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Сибири (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Сибири) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее по тексту - ОРЭ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации времени типа УССВ-35HVS; автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ) на базе ПК; каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных и программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР».
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности с учетом коэффициентов трансформации, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ±1 секунды.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически, устройство синхронизации времени yCCB-35HVS, которое подключено к УСПД по интерфейсу RS-232. Корректировка часов УСПД выполняется ежесекундно.
В ИВК также используются устройства синхронизации времени yCCB-35HVS, принимающие сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (далее по тексту - GPS). Корректировка часов сервера ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS. При нарушении связи между УСПД и подключенного к нему УССВ-35HVS, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более ±1 секунды.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журнал событий счетчика электроэнергии отражает время и дату коррекции времени и фиксирует время до и после коррекции.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». 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 АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| 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 | v. 11.07. 01.01 | 7e87c28fdf5ef99142ad5734 ee7595a0 | amrserver.exe | MD5 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | v. 11.07. 01.01 | a38861c5f25e237e79110e1 d5d66f37e | amrc.exe | MD5 |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | e8e5af9e56eb7d94da2f9dff 64b4e620 | amra.exe |
| Драйвер работы с БД | 0ad7e99fa26724e65102e21 5750c655a | cdbora2.dll |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков | 0939ce05295fbcbbba400ee ae8d0572c | encryptdll.dll |
| Библиотека сообщений планировщика опросов | b8c331abb5e34444170eee9 317d635cd | alphamess.dll |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-ого уровня и 2-ого уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-ого и 2-ого уровней уровня АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ПС 500 кВ «Чита» |
| 6 | ОВ - 220 | ТГФ220-П* класс точности 0,2 Ктт=1000/5 Зав. № 61; 62; 54 Рег. № 20645-05 | НАМИ-220 У1 класс точности 0,5 Ктн 220000/\3/100/\3 Зав. № 73; 14; 11; 17; 1459;16 Рег. № 20344-05 | A1802RAL-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01232038 Рег. № 31857-11 | RTU-325 зав. № 004510 Рег. № 37288-08 | активная реактивная |
| 2 | ВЛ 220 кВ Чита -500 - Читинская ТЭЦ - 1, I цепь (ВЛ - 293) | ТГФМ-220 II* кл.т 0,2S Ктт=1000/5 Зав. № 1390; 1392; 1393 Рег. № 36671-08 | НАМИ-220 У1 кл.т 0,5 Ктн (220000/\3)/(100/\3) Зав. № 73; 14; 11 Рег. № 20344-05 | A1802RAL-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01232933 Рег. № 31857-11 | активная реактивная |
| 4 | ВЛ 220 кВ Чита -500 - Читинская ТЭЦ - 1, II цепь (ВЛ - 296) | ТГФМ-220 II* кл.т 0,2S Ктт=1000/5 Зав. № 1387; 1384; 1389 Рег. № 36671-08 | НАМИ-220 У1 кл.т 0,5 Ктн (220000/\3)/(100/\3) Зав. № 17; 1459; 16 Рег. № 20344-05 | A1802RAL-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01232042 Рег. № 31857-11 | активная реактивная |
Примечания:
1. Допускается замена УСПД, 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 ПС 500 кВ «Чита» как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (±3), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 6 | 0,051н1 < Ii < 0,21н1 | 1,1 | 1,3 | 1,4 | 1,2 | 1,4 | 1,5 |
| (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,0 | 1,1 | 1,2 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 1,1 |
| 2, 4 | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,1 | 1,2 | 1,3 | 1,3 | 1,4 | 1,5 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,0 | 1,1 | 1,2 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 1,1 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 1,1 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 5), % |
| cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 2,5 | 2,1 | 2,9 | 2,5 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,7 | 1,4 | 2,2 | 2,0 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,6 | 1,3 | 2,1 | 1,9 |
| 2, 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,021н1 < I1 < 0,051н1 | 2,4 | 2,0 | 2,7 | 2,4 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,9 | 1,6 | 2,4 | 2,1 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,6 | 1,3 | 2,1 | 1,9 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,6 | 1,3 | 2,1 | 1,9 |
Примечания:
1. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
2. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 3 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | (50±0,15) |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1(5) до 120 |
| - частота, Гц | (50±0,4) |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -30 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: | 48 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее ИВК: | 5 |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - хранение результатов измерений и информации | |
| состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Чита» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Кол-во, шт. |
| Трансформаторы тока ТГФ220-П* | 3 |
| Трансформаторы тока ТГФМ-220 II* | 6 |
| Трансформаторы напряжения НАМИ-220 У1 | 12 |
| Устройство сбора и передачи данных типа RTU-325 | 1 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 | 3 |
| УССВ-35HVS | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 56435-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Чита». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 04.12.2013 г.
Основные средства 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»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов
напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов
тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП.» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 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 с счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке .
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
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.
