Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/500/110 кВ "Белый Раст" в части присоединений энергопринимающих устройств ООО "Вертикаль" и ООО "Риверсайд"
- ООО "Средневолжская Инжиниринговая Компания" (СВИК), г.Самара
-
Скачать
61975-15: Описание типа СИСкачать128.3 Кб
- 27.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/500/110 кВ "Белый Раст" в части присоединений энергопринимающих устройств ООО "Вертикаль" и ООО "Риверсайд"
Основные | |
Тип | |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/500/110 кВ «Белый Раст» в части присоединений энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и ООО «Риверсайд» (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 распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень 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 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа ЕвроАЛЬФА, класса точности 0,2S и 0,5S в части активной электроэнергии и класса точности 0,5 и 1,0 в части реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей и технических средств приема - передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее
- ИВКЭ) созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройства синхронизации времени и коммутационного оборудования.
УСПД типа RTU-325L 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.
Третий 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 ПАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ПАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).
ИВК состоит из ЦЕНТР сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) филиала ПАО «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 ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС
Лист № 2 Всего листов 13
(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 первый, второй и третий 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. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллера. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре. Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор для отображения учетной энергии и измеряемых величин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по цифровому интерфейсу RS-485.
ЦСОД филиала ПАО «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 телефонной линии связи.
В ЦСОД филиала ПАО «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 ПАО «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 ПАО «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-участникам ОРЭ, через IP сеть передачи данных ПАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, УССВ-16HVS, ИВК, УСПД, счетчики электрической энергии.
Лист № 3 Всего листов 13
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 ± 2 с.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически устройством синхронизации времени УССВ-^HVS, 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 УССВ-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-^HVS, 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.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже
± 5,0 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 ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра_
Идентификацион ное 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 | 15a7376072f297c8b8373d815172819f | 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 - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав первого уровня ИК и их метрологические характеристики
Канал измерений | Измерительные компоненты | Метрологические характеристики | |||||||||
о, <и м о Н | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер | 5 к H « H H К | Наименование измеряемой величины | Вид энергии | Основная относительная погрешность ИК, (±5) % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5) % | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | ||
3.11 | яч.303, 10 кВ | н н | Кт = 0,2S Ктт = 150/5 № 28402-04 | А | GIS12d | 30338252 | 3000 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | 1,0 1,8 | 2,7 3,9 |
В | GIS12d | 30338253 | |||||||||
С | GIS12d | 30338254 | |||||||||
К н | Кт - 0,5 Ктн - 10000/V3/100/V3 № 28404-04 | А | GSES 12D | 30338753 | |||||||
В | GSES 12D | 30338754 | |||||||||
С | GSES 12D | 30338755 | |||||||||
Счетчик | Кт - 0,5S/1,0 Ксч - 1 № 16666-97 | EA05RL-P2B-4 | 01143719 |
u>
u>
LtJ
О
о
и
%
сг>
X
к
<т>
н
РЭ
04
и
к
с
Е
ю
яч.411, 10 кВ
яч.308, 10 кВ
ю
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
ТТ
^ я
io* Н
^ W II
о\ о 0
on £ Я
^ я
^ нн Н
^ II
о! ^ Я
iо*
ю
00
о
ю
i? ^ «
N) т Н
£ п п
0 -Р*- о
•^ ° “(Л
1 О
о ^ сл
40 ^
W
н
II
о
'л
сл
о
о
ю
ю 00
5
W
н
II
JO
on
on
■
40
^1
On
On
I
40
^1
о
о
сл
сл
о
40
OJ
^ О
^ 2 w
о ^ д о
^ м II Р
' о
2 ^
U)
>
>
>
>
td
td
И
td
О
О
о
О
М
>
0 ф
1
TI
td
О
сл
И
сл
к»
О
О
т
И
сл
к»
О
О
т
И
сл
к»
О
о
т
и
т
к»
о
О
т
И
т
к»
О
о
т
И
т
к>
О
О
нн
СЛ
ю
о-
О
нн
СЛ
Ю
О-
О
нн
СЛ
ю
о-
О
нн
СЛ
ю
о-
а
сг>
ю
о-
S
сл
ю
о-
LtJ
О
U>
LtJ
00
^1
LtJ
о
LtJ
LtJ
00
^1
LtJ
о
LtJ
LtJ
00
^1
LtJ
LtJ
О
40
00
On
00
LtJ
О
40
00
^1
LtJ
О
40
00
On
^1
LtJ
о
LtJ
LtJ
00
^1
On
LtJ
О
LtJ
LtJ
00
^1
On
О
LtJ
О
LtJ
LtJ
00
^1
40
LtJ
О
40
00
^1
Ю
LtJ
О
40
00
^1
о
LtJ
о
40
00
On
40
-р*.
LtJ
On
00
40
LtJ
On
On
40
8000
8000
On
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq
Активная
00
Реактивная
Js>
40
V
ю
td
о
<т>
*1
о
и
к
о
н
о
со
и
S
о
н
($
чУ1
“о
\h>
ю
ю
о
и
%
сг>
X
X
<т>
н
РЭ
04
и
X
с
Е
ю
яч.606, 10 кВ
яч.508, 10 кВ
ю
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
ТТ
о
^ О Ю* О
ю Р
-2" nj
о ^ д
£ s 11 2 ?
iо*
ю
00
о
ю
i? ^ «
N) т Н
3£ п п
о а о ю
| о
о <: сл
чо ^
^ нн Н
н- Я II
о!л О
On II ю
On Д сл
vb ^ О
<1 “( л
^ нн Н
^ II
я
On II ^ On Д СЛ
чЬ ^ ^
Vi
«
н
II
о
'Л
сл
о
о
ю
ю 00
£ s
W
н
II
JO
w
« н
о \
\Q Lf\
OJ
OJ
>
>
>
>
И
Ю
Ю
Ю
О
О
о
О
М
>
0 ю ф р
1
TI
-р*.
Ю
М
>
0
£
1
TI
-р*.
ю
О
т
И
т
к>
О
о
т
И
т
к>
О
о
сл
И
т
к>
О
о
т
и
т
к»
о
о
т
И
т
к>
О
О
т
И
т
к»
О
О
нн
СЛ
ю
о-
О
нн
СЛ
ю
о-
S
сл
ю
о-
О
нн
СЛ
ю
о-
О
нн
СЛ
ю
о-
О
нн
СЛ
ю
о-
LtJ
О
OJ
OJ
00
^1
ON
^1
OJ
о
LtJ
OJ
00
^1
On
On
LtJ
О
OJ
LtJ
00
^1
On
LtJ
О
VO
00
^1
Ov
OJ
О
VO
00
^1
^1
OJ
о
VO
00
^1
OJ
LtJ
о
OJ
OJ
00
^1
^1
OJ
OJ
о
LtJ
LtJ
00
^1
^1
ю
OJ
о
OJ
LtJ
00
^1
^1
LtJ
о
VO
00
On
OJ
о
VO
00
On
On
LtJ
о
VO
00
ON
-р*.
-р*.
OJ
On
On
о
о
ю
LtJ
12000
6000
On
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
00
JN)
V
Js)
\h>
VO
ю
td
о
<т>
*1
о
и й
о s
н 2 о н а ^
, , I©*
U) сл
js>
JVO
чУ1
"о
Ъо
LtJ
LtJ
LtJ
о
и
%
cr>
X
X
CD
H
P2
o\
и
X
с
E
to
яч.306, 10 кВ
яч.608, 10 кВ
ю
Счетчик
Счетчик
TH
TT
ТН
ТТ
о
^ о
\o* o
Ю P
oo S?
о ^ д
£ s 11
2 ?
^ W
to ^ H
£ 11 II
i? to 00
о
to
^ M H
^ II
On || to
On Д И
чЬ ^ О
<1 1 /,
^ м H
^ II
S^°
On II ^ On Д СЛ
чЬ ^ ^
Vi
W
н
II
р
'Л
сл
о
о
ю
to 00
£ s 2 ?
W
н
II
JO
w
W н
to
о to
О p СЛ
^ D?
о \
\Q Lf\
LtJ
LtJ
>
>
>
>
td
td
td
td
О
О
о
О
М
>
0 to р
1
-р*.
td
М
>
0 £
1
-р*.
td
О
т
И
т
to
О
о
т
И
т
to
О
о
сл
И
т
to
О
о
т
И
т
to
О
о
т
И
т
to
О
о
т
И
т
to
О
О
нн
СЛ
to
о-
О
нн
СЛ
to
о-
S
сл
to
о-
О
нн
СГ>
to
о-
О
нн
СЛ
to
о-
о
нн
сл
to
о-
LtJ
о
LtJ
LtJ
00
^1
^1
LtJ
LtJ
о
LtJ
LtJ
00
^1
^1
to
LtJ
О
LtJ
LtJ
00
^1
^1
LtJ
о
VO
00
^1
LtJ
о
VO
00
^1
00
LtJ
о
VO
00
^1
U>
О
LtJ
LtJ
00
^1
LtJ
о
LtJ
LtJ
00
^1
LtJ
О
LtJ
LtJ
00
^1
LtJ
LtJ
о
VO
о
00
VO
LtJ
о
VO
о
00
VO
о
LtJ
о
vo
о
oo
VO
-р*.
OJ
On
On
On
00
^1
20000
6000
On
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
00
JS)
\h>
VO
td
о
<T>
*1
о
и й
о s
н 2 о н а ^
, , I©*
LtJ
"VO
JVO
“oo
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | ||
Кт - 0,2S Ктт - 1000/5 № 28402-09 | А | GIS12d | 30908593 | ||||||||
н н | В | GIS12d | 30908592 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||||||
яч.409, 10 кВ | С | GIS12d | 30908595 | Активная Реактивная | |||||||
3.35 | Кт - 0,5 | А | GSES 12D | 30338759 | 20000 | 1,0 | 2,7 | ||||
X н | Ктн - 10000/V3/100/V3 | В | GSES 12D | 30338760 | 1,8 | 3,9 | |||||
№ 28404-04 | С | GSES 12D | 30338761 | ||||||||
Счетчик | Кт - 0,2S/0,5 Ксч - 1 № 16666-97 | EA02RAL-P4B -4 | 01143681 |
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5) %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р-0,95, cosj-0,5 (sinj-0,87), токе ТТ, равном 2 % от !ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 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)IK; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 до 50 °С; ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков: (23 ± 2) °С ; УСПД - от 15 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)Гн1; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 15 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 cosj-1) - 1,2)!н2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 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 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 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.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- электросчетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА- не менее 50000 ч; среднее время восстановления работоспособности 168 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч;
Лист № 10 Всего листов 13
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 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 журнале событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
В журнале событий УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- выводы измерительных трансформаторов тока;
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
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.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции подстанции 750/500/110 кВ «Белый Раст» в части присоединений энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и ООО «Риверсайд» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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 | Количество |
1 | 2 |
Измерительный трансформатор тока типа GIS12d | 24 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения GSES 12D | 12 шт. |
Счетчик электроэнергии многофункциональный типа EA02RAL-P4B-4 | 2 шт. |
Счетчик электроэнергии многофункциональный типа EA05RAL-P4B-4 | 5 шт. |
Счетчик электроэнергии многофункциональный типа EA05RL-P2B-4 | 1 шт. |
Устройства сбора и передачи данных RTU-325L | 1 шт. |
Устройство синхронизации времени УССВ типа GPS | 1 шт. |
Устройство синхронизации времени УССВ-35HVS | 1 шт. |
Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) | 1 шт. |
ИВК ЦСОД МЭС Центра | 1 шт. |
ПО «АльфаЦЕНТР | 1 шт. |
СПО «Метроскоп» | 1 шт. |
АРМ оператора | 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 61975-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/500/110 кВ «Белый Раст» в части присоединений энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и
ООО «Риверсайд». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки», МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки», МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
Лист № 12 Всего листов 13
- счетчиков ЕвроАльфа - в соответствии с документом «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАльфа (ЕА). Методика поверки»;
- УСПД RTU-325L - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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.;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками АИИС КУЭ 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 минус 20 до 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «СВИК-15-18.АУ.ИС1. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции подстанции 750/500/110 кВ «Белый Раст» в части присоединений энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и ООО «Риверсайд».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/500/110 кВ «Белый Раст» в части присоединений энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и ООО «Риверсайд»
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. СВИК-15-18.АУ.ИС1. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции подстанции 750/500/110 кВ «Белый Раст» в части присоединений энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и ООО «Риверсайд».