Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ "Чагино" - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ "Чагино" с Изменением №1
- ООО "Энергоучет", г.Самара
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:53178-14
- 25.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ "Чагино" - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ "Чагино" с Изменением №1
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2014 |
Дата протокола | Приказ 338 п. 35 от 14.03.2014Приказ 343 п. 39 от 04.04.2013 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Примечание | 14.03.2014 утвержден вместо 53178-13 |
Срок действия сертификата | .. |
Страна-производитель | Россия |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 -АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 является обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20кВ «Чагино» - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ «Чагино», свидетельство об утверждении типа RU.E.34.004.A № 50369 от 08.04.2013 г., регистрационный № 53178-13 , и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерения № 50, № 58, № 77, № 78, № 79, № 80, № 81, № 82.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, 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:
1-й уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,5S и 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и класса точности 1,0 и 0,5 в части реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей и технических средств приема - передачи данных.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройства синхронизации времени и коммутационного оборудования.
УСПД типа RTU-325H обеспечивает сбор данных со счетчиков, 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 информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.
3-й уровень - ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).
ИВК состоит из центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра и комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (далее - ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), а также устройств синхронизации времени УССВ-35HVS, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее - СПО «Метроскоп»).
К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) персонала.
Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ подстанции.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни АИИС КУЭ.
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.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра автоматически опрашивает УСПД уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи - волоконно-оптической линии связи (далее - ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.
В ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра информация о результатах измерений автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) опрашивает ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ) - один раз в 30 минут. ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) осуществляет соединение и получение данных с ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра.
В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и всем заинтересованным организациям-
Лист № 3
Всего листов 13 участникам ОРЭ, через IP сеть передачи данных ОАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков 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.
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 с.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически устройством синхронизации времени УССВ-GARMIN GPS 17N, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов УСПД происходит ежесекундно.
В ИВК ЦСОД МЭС Центра и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется устройство синхронизации времени yCCB-35HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов серверов ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS. При нарушении связи между УСПД и подключенного к нему УССВ-GARMIN GPS 17N, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более ± 1 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время часов счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
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
Таблица 1 - Идентификационные данные СПО «Метроскоп», установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Центра
Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм цифрового идентификатора ПО |
СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп) | 1.00 | 289аа64f646cd3873804db5fbd653679 | MD5 |
"Amrserver.exe" | 12.05.01.01 | 22262052a42d978c9c72f6a90f124841 | MD5 |
"Атгс.ехе" | 12.05.01.01 | 1af7a02f7f939f8a53d6d1750d4733d3 | MD5 |
"Amra.exe" | 12.05.01.01 | 15a7376072f297c8b8373 d815172819f | MD5 |
"Cdbora2.dll" | 12.05.01.01 | 58de888254243caa47afb6d120a8197e | MD5 |
"encryptdll.dll" | 12.05.01.01 | 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c | MD5 |
"alphamess.dll" | 12.05.01.01 | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd | MD5 |
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 ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-325H (Госреестр № 44626-10, зав. № 003959), а уровень ИВК на базе Комплекса измерительновычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10).
Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК и метрологические характеристики ИК
Канал измерений | Измерительные компоненты | Метрологические характеристики | |||||||||
Номер ИК | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер | Ктт •Ктн •Ксч | Наименование измеряемой величины | Вид энергии | Основная относительная погрешность ИК, (±6) % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6) % | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | ||
50 | КРУ - 20 кВ, секция К2К, яч. 206 (ОАО «Завод специальных монтажных изделий» Ввод 1) | II | Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 54070-13 | А | TPU 60.23 | 1VLT5107036910 | о о о ci | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | 1,2 2,5 | 5,0 4,3 |
В | TPU 60.23 | 1VLT5107036906 | |||||||||
С | TPU 60.23 | 1VLT5107036914 | |||||||||
ТН | Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3: 100/^3 № 54069-13 | А | TJP 6.0 | 1VLT5207013637 | |||||||
В | TJP 6.0 | 1VLT5207013638 | |||||||||
С | TJP 6.0 | 1VLT5207013639 | |||||||||
Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06 | A1805RAL-P4-GB- DW-4 | 01195709 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | ||
58 | КРУ - 20 кВ, секция К4К, яч. 404 (ОАО «Завод специальных монтажных изделий» Ввод 2) | II | Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 54070-13 | А | TPU 60.23 | 1VLT5107036896 | о о о ci | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | 1,2 2,5 | 5,0 4,3 |
В | TPU 60.23 | 1VLT5107036886 | |||||||||
С | TPU 60.23 | 1VLT5107036876 | |||||||||
ТН | Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3: 100/^3 № 54069-13 | А | TJP 6.0 | 1VLT5207013640 | |||||||
В | TJP 6.0 | 1VLT5207013641 | |||||||||
С | TJP 6.0 | 1VLT5207013642 | |||||||||
Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06 | A1805RAL-P4-GB- DW-4 | 01195679 | ||||||||
77 | КРУ - 20 кВ, секция К2К, яч. 205A (ООО «Техметснаб» Ввод 1) | II | Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 36415-07 | А | TPU 6 | 1VLT5112055420 | о о о ci | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 4,8 2,7 |
В | TPU 6 | 1VLT5112055418 | |||||||||
С | TPU 6 | 1VLT5112055411 | |||||||||
ТН | Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3: 100/^3 № 54069-13 | А | TJP 6.0 | 1VLT5207013637 | |||||||
В | TJP 6.0 | 1VLT5207013638 | |||||||||
С | TJP 6.0 | 1VLT5207013639 | |||||||||
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 | А1802КАЬХ-Р4- GB-DW-4 | 01248049 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | ||
78 | КРУ - 20 кВ, секция К3К, яч. 304A (ООО «Техметснаб» Ввод 2) | II | Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 36415-07 | А | TPU 6 | 1VLT5112055413 | о о о ci | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 4,8 2,7 |
В | TPU 6 | 1VLT5112055421 | |||||||||
С | TPU 6 | 1VLT5112055422 | |||||||||
ТН | Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3: 100/^3 № 54069-13 | А | TJP 6.0 | 1VLT5207013649 | |||||||
В | TJP 6.0 | 1VLT5207013650 | |||||||||
С | TJP 6.0 | 1VLT5207013651 | |||||||||
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 | A1802RALX-P4- GB-DW-4 | 01248050 | ||||||||
79 | КРУ - 20 кВ, секция К1К, яч. 110 (ООО «Мукомольное предприятие «Русич» Ввод 1) | II | Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 36415-07 | А | TPU 6 | 1VLT5112055414 | о о о ci | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 4,8 2,7 |
В | TPU 6 | 1VLT5112055408 | |||||||||
С | TPU 6 | 1VLT5112055419 | |||||||||
ТН | Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3: 100/^3 № 54069-13 | А | TJP 6.0 | 1VLT5207013646 | |||||||
В | TJP 6.0 | 1VLT5207013647 | |||||||||
С | TJP 6.0 | 1VLT5207013648 | |||||||||
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 | А1802КАЬХ-Р4- GB-DW-4 | 01248053 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | ||
80 | КРУ - 20 кВ, секция К2К, яч. 209 (ООО «Мукомольное предприятие «Русич» Ввод 2) | II | Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 36415-07 | А | TPU 6 | 1VLT5112055410 | о о о ci | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 4,8 2,7 |
В | TPU 6 | 1VLT5112055415 | |||||||||
С | TPU 6 | 1VLT5112055412 | |||||||||
ТН | Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3: 100/^3 № 54069-13 | А | TJP 6.0 | 1VLT5207013637 | |||||||
В | TJP 6.0 | 1VLT5207013638 | |||||||||
С | TJP 6.0 | 1VLT5207013639 | |||||||||
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 | A1802RALX-P4- GB-DW-4 | 01248048 | ||||||||
81 | КРУ - 20 кВ, секция К3К, яч. 310 (ООО «Мукомольное предприятие «Русич» Ввод 3) | II | Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 36415-07 | А | TPU 6 | 1VLT5112055417 | о о о ci | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 4,8 2,7 |
В | TPU 6 | 1VLT5112055407 | |||||||||
С | TPU 6 | 1VLT5112055416 | |||||||||
ТН | Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3: 100/^3 № 54069-13 | А | TJP 6.0 | 1VLT5207013649 | |||||||
В | TJP 6.0 | 1VLT5207013650 | |||||||||
С | TJP 6.0 | 1VLT5207013651 | |||||||||
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 | А1802КАЬХ-Р4- GB-DW-4 | 01248051 |
1 | 2 | 3 | 4 | ||
82 | КРУ - 20 кВ, секция К4К, яч. 409 (ООО «Мукомольное предприятие «Русич» Ввод 4) | н н | Kt = 0,5S Ктт = 600/5 №36415-07 | А | TPU6 |
В | TPU6 | ||||
С | TPU6 | ||||
К н | Кт = 0,5 Ктн = 20000/л/З: 100/л/З № 54069-13 | А | TJP 6.0 | ||
В | TJP 6.0 | ||||
С | TJP 6.0 | ||||
Счетчик | Кт = 0,28/0,5 Кеч = 1 № 31857-11 | A1802RALX-P4-GB-DW-4 |
5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
1VLT5112055409 | о о о ci | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | 1Д 2,3 | 4,8 2,7 |
1VLT5112055405 | |||||
1VLT5112055406 | |||||
1VLT5207013640 | |||||
1VLT5207013641 | |||||
1VLT5207013642 | |||||
01248052 |
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6) %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (мпф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 °С до 30 °С .
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)1н; коэффициент 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 - 1,2)1н1; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,5 -1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosф=1) - 1,2)1н2; диапазон коэффициента
мощности cos9 (sin9) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30°С;
- относительная влажность воздуха - (40 - 60) %;
- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((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 - (750 ± 30) мм рт.ст. ((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.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120 000 ч., время восстановления работоспособности Тв=168 ч.;
- компоненты ИВКЭ - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0=55 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИИС = 0,664 - коэффициент готовности;
ТО_АИИС = 333 ч. - среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
- Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
- Стойкость к электромагнитным воздействиям;
- Ремонтопригодность;
- Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
- Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;
- Резервирование элементов системы;
- Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;
- Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
- попытки несанкционированного доступа;
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;
- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания.
журнал событий ИВКЭ:
- ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;
- установка текущих значений времени и даты;
- попытки несанкционированного доступа;
- связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;
- перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);
- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
- отключение питания.
журнал событий ИВК:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывов электропитания;
- программных и аппаратных перезапусков;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты ИВК;
Лист № 11
Всего листов 13
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- привод разъединителя трансформаторов напряжения;
- клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;
- корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора
напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);
- клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;
- промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;
- испытательная коробка (специализированный клеммник);
- крышки клеммных отсеков счетчиков;
- крышки клеммного отсека УСПД.
защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации( возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на промконтроллер (УСПД);
- установка пароля на сервер БД ИВК.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний 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 подстанции 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблицы 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Количество |
Трансформаторы тока TPU 60.23 | 6 шт. |
Трансформаторы тока TPU 6 | 18 шт. |
Трансформаторы напряжения TJP 6.0 | 12 шт. |
Окончание таблицы 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Количество |
Счетчики электроэнергии многофункциональные типа A18O5RAL-P4-GB-DW-4 | 2 шт. |
Счетчики электроэнергии многофункциональные типа A1802RALX-P4-GB-DW-4 | 6 шт. |
Устройства сбора и передачи данных RTU-325H | 1 шт. |
СПО "Метроскоп" | 1 шт. |
ПО "АльфаЦЕНТР" | 1 шт. |
ИВК ЦСОД МЭС Центра | 1 шт. |
АРМ оператора с ПО Windows XP и АС SE 5 | 1 шт. |
Переносной инженерный пульт на базе Notebook | 1 шт. |
Формуляр | 1 экземпляр |
Инструкция по эксплуатации | 1 экземпляр |
Методика поверки | 1 экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу МП 53178-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков типа АЛЬФА А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков типа АЛЬФА А1800 - по документу «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - в соответствии с документом ЕМНК.466454.005.МП «Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», утвержденным ФГУ «Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 г.;
- УСПД RTU-325H - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04.
- 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 «21168598.422231.0303.ИС1.М. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ «Чагино».
Нормативные документы
электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1
1. ГОСТ Р 8.596-2002«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
3. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
4. «21168598.422231.0303.ИС1.М. Инструкция по эксплуатации системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ «Чагино».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.