|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО "Витимэнергосбыт" (ПС 220 кВ Мамакан) |
| Обозначение типа | |
| Производитель | ООО "Энергосистемы", г.Владимир |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 133 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО «Витимэнергосбыт» (ПС 220 кВ Мамакан) (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности, сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации в центры сбора.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1) первый уровень – измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК), выполняющие функцию измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности и включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи до счетчиков и технические средства приема-передачи данных и каналы связи;
2) второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий в свой состав устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU-325, технические средства приема-передачи данных и каналы связи;
3) третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер) и автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных и каналы связи.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. Тридцатиминутные приращения электрической энергии вычисляются как интеграл по времени от средней мощности за интервал 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным и беспроводным линиям связи на верхний уровень АИИС КУЭ (сервер).
Сервер осуществляет автоматизированный сбор информации, формирование отчетных документов, ведение журнала событий, конфигурирование и параметрирование технических и программных средств АИИС КУЭ, долговременное хранение и передачу данных в центры сбора информации. Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ оператора с использованием ПО «АльфаЦЕНТР».
Передача информации в АО «АТС» и другие смежные субъекты оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде файлов xml-формата, установленных Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в свой состав устройство синхронизации системного времени УССВ-2, сервер, УСПД и счетчики. СОЕВ выполняет измерение интервалов времени и обеспечивает синхронизацию шкал времени внутренних часов компонентов СОЕВ. Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам измерений формируются тридцатиминутные интервалы, для которых осуществляется вычисление приращений электрической энергии.
Привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона Российской Федерации UTC (SU) осуществляет устройство синхронизации системного времени УССВ-2, принимающее сигналы точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.
Сличение шкалы времени часов сервера со шкалой времени часов УССВ-2 осуществляется каждые 30 мин. Корректировка шкалы времени сервера осуществляется от УССВ-2 при достижении расхождения со шкалой УССВ-2 более 1 с.
Сличение шкалы времени часов УСПД со шкалой времени часов сервера осуществляется каждые 15 мин. Корректировка шкалы времени УСПД осуществляется от сервера при достижении расхождения со шкалой сервера более 2 с.
Сличение шкалы времени часов счетчиков со шкалой времени часов УСПД осуществляется каждые 30 мин. Корректировка шкал времени счетчиков осуществляется от УСПД при достижении расхождения со шкалой УСПД более 1 с.
Расхождение шкалы времени часов любого компонента СОЕВ со шкалой координированного времени UTC (SU) не превышает 5 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отражают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от преднамеренных и непреднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.01 | | Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики АИИС КУЭ нормированы с учетом ПО.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИК и их метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 2-5.
Таблица 2 – Состав ИК
| Номер ИК | Наименование присоединения | Средства измерений и технические средства, входящие в состав ИК АИИС КУЭ | | ИИК | | 1 | ВЛ 220 кВ Мамакан – Сухой Лог I цепь | ТТ | А | ТОГФ-220III | 61432-15 | 0,2S | 600/5 | | 2 | ВЛ 220 кВ Мамакан – Сухой Лог II цепь | ТТ | А | ТОГФ-220III | 61432-15 | 0,2S | 600/5 | | ИВКЭ | | 1, 2 | Все присоединения | УСПД | RTU-325 | 37288-08 | - | - | | ИВК | | 1, 2 | Все присоединения | Устройство синхронизации системного времени УССВ-2 | 54074-13 | - | - | | Примечания:
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в настоящей таблице, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик, указанных в таблицах 3 и 4.
Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке, который хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть |
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК при измерении активной электрической энергии и средней мощности
| Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК | cosφ | Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности | | 1, 2
КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,2; КТ счетчика 0,2S | 1,0 | ±0,6 | ±0,7 | ±0,6 | ±0,7 | ±0,6 | ±0,9 | | Примечание – В таблице приняты следующие обозначения: I5, I20, I100 и I120 – значения первичного тока, соответствующие 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения Iн;
δо – границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности; δру – границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении активной электрической энергии и средней мощности
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ указаны для измерений тридцатиминутных приращений активной электрической энергии и средней мощности.
В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ приведены границы интервала, соответствующие вероятности 0,95 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
| Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК | sinφ | Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности | | 1, 2
КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,2; КТ счетчика 0,5 | 0,6 | ±1,1 | ±1,7 | ±1,0 | ±1,6 | ±1,0 | ±1,6 | | Примечание – В таблице приняты следующие обозначения: I5, I20, I100 и I120 – значения первичного тока, соответствующие 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения Iн;
δо – границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности; δру – границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ указаны для измерений тридцатиминутных приращений реактивной электрической энергии и средней мощности.
В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ приведены границы интервала, соответствующие вероятности 0,95 |
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU) составляют ±5,0 с.
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 2 | | Нормальные условия: | | | температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 | | параметры сети: | | | напряжение, % от Uн | от 98 до 102 | | ток, % от Iн | от 100 до 120 | | частота, Гц | от 49,8 до 50,2 | | коэффициент мощности cos( | 0,9 инд. | | Рабочие условия: | | | температура окружающей среды, °С | | | для ТТ и ТН | от -60 до +40 | | для счетчиков и УСПД | от -5 до +37 | | для сервера и УССВ | от +10 до +25 | | параметры сети: | | | напряжение, % от Uн | от 90 до 110 | | ток, % от Iн | от 5 до 120 | | частота, Гц | от 49,5 до 50,5 | | коэффициент мощности cos( | от 0,5 до 1,0 | | Показатели надежности компонентов АИИС КУЭ: | | | ТТ: | | | а) средняя наработка до отказа, ч, не менее | 2000000 | | б) средний срок службы, лет, не менее | 40 | | ТН: | | | а) средняя наработка до отказа, ч, не менее | 2000000 | | б) установленный полный срок службы, лет, не менее | 30 | | счетчики: | | | средняя наработка до отказа, ч, не менее | 120000 | | срок службы, лет, не менее | 30 | | УСПД: | | | а) средняя наработка до отказа, ч, не менее | 100000 | | б) средний срок службы, лет, не менее | 30 | | сервер: | | | а) средняя наработка до отказа, ч, не менее | 120000 | | УССВ: | | | средняя наработка на отказ, ч, не менее | 74500 | | назначенный срок службы, лет, не менее | 10 | | среднее время восстановления, ч | 2 | | Глубина хранения информации: | | | счетчики: | | | глубина хранения данных графиков нагрузки с интервалом 30 мин, дней, не менее | 300 | | сохранение данных в памяти, лет, не менее (при отсутствии питания) | 30 | | УСПД: | | | а) сохранение данных в памяти, лет, не менее (при отсутствии питания) | 5 | | сервер: | | | а) хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
резервирование питания УСПД и сервера с помощью источников бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться субъектам ОРЭМ по электронной почте и по каналу спутниковой связи;
Регистрация событий:
в журнале событий счетчика:
включение и отключение питания счетчика;
сброс максимальной мощности;
корректировка времени;
включение и отключение напряжения пофазно;
снятие крышки зажимов;
снятие кожуха счетчика;
в журнале событий УСПД:
перерывов в электропитании;
потери и восстановления связи со счетчиками;
корректировки времени в УСПД и в каждом счетчике;
программных и аппаратных перезапусков;
изменения ПО и параметров в УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование измерительных трансформаторов, счетчиков, испытательных клеммников, разветвителей интерфейсов и питания, УСПД, сервера, УССВ;
защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
установка паролей на счетчики, УСПД и сервер.
|
| Комплектность | Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество | | Трансформаторы тока | ТОГФ-220III | 6 шт. | | Трансформаторы напряжения | ЗНОГ-220III | 6 шт. | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | А1802RALQ-P4GB-DW-4 | 2 шт. | | Устройства сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 шт. | | Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 шт. | | Сервер | HP Proliant DL320е Gen8 | 1 шт. | | Методика поверки | МП 384-19 | 1 экз. | | Формуляр | - | 1 экз. | | Руководство пользователя | - | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 384-19 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО «Витимэнергосбыт» (ПС 220 кВ Мамакан). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 24.10.2019.
Основные средства поверки:
ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;
ТН – ГОСТ 8.216-2011;
счетчики – по документам ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» (утверждена ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.) и ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки» (утверждена ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.);
УСПД – по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки» (утверждена ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.);
УССВ – по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки» (утверждена ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013);
радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер 46656-11).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АО «Витимэнергосбыт» (ПС 220 кВ Мамакан)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Энергосистемы» (ООО «Энергосистемы»)
ИНН 3812048918
Адрес: 600028, г. Владимир, ул. Сурикова, д. 10А, помещение 10
Телефон: (4922) 60-23-22, факс: (915) 762-02-31
Web-сайт: ensys.su
E-mail: post@ensys.su
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»)
Адрес: 634012, г. Томск, ул. Косарева, д.17-а
Телефон: (3822) 55-44-86, факс: (3822) 56-19-61, голосовой портал: (3822) 71-37-17
Web-сайт: tomskcsm.ru, томскцсм.рф
E-mail: tomsk@tcsms.tomsk.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Томский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30113-13 от 03.06.2013 г.
| |
