Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ "Временная (Резервная)"
Номер в ГРСИ РФ: | 51536-12 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Ростовналадка", г.Ростов-на-Дону |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 51536-12 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ "Временная (Резервная)" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2012 |
Страна-производитель | Россия |
Примечание | 27.09.2013 Внесены изменения в описание типа |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1120 п. 01 от 27.09.2013Приказ 876 п. 27 от 22.10.2012 |
Производитель / Заявитель
ООО "Ростовналадка", г.Ростов-на-Дону
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 51536-12 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
51536-12: Описание типа СИ | Скачать | 230.1 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ «Временная (Резервная)» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, времени и интервалов времени. Область применения АИИС КУЭ - коммерческий учет электроэнергии на ПС 110 кВ «Временная (Резервная)» ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних (на 30-минутных интервалах времени) значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в 30 минут) и /или по запросу автоматический сбор результатов измерений о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в заинтересованные организации;
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений со стороны сервера заинтересованной организации к информационно-вычислительному комплексу электроустановки;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S и 0,5S; измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5; счётчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 классов точности 0,2S и 0,5S для активной электроэнергии и классов точности 0,5 и 1,0 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.
2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (номер в Государственном реестре 45048-10) территориально распределен и включает в себя центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ЕНЭС исполнительного аппарата ОАО «ФСК ЕЭС» (на базе СПО «Метроскоп»), ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Юга (на базе ПО «АльфаЦЕНТР»), каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
Результаты измерений активной и реактивной электроэнергии со счётчиков собираются в УСПД, где производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции и дальнейшая передача на третий уровень АИИС КУЭ в ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Юга, осуществляющий сбор, обработку и хранение полученных данных. Информация поступает и в ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС ИА ОАО «ФСК ЕЭС», который осуществляет хранение, подготовку и передачу данных с использованием средств электронно-цифровой подписи в заинтересованные организации, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации системного времени (на базе приемников сигналов точного времени). Время в АИИС КУЭ синхронизируется с шкалой координированного времени UTC. Коррекция времени в УСПД производится автоматически при условии превышения допускаемого рассогласования ± 2 с. Коррекция времени счетчиков осуществляется при каждом обмене данными с УСПД, при условии расхождения времени между УСПД и счетчиками на ±2 с и более. Коррекция времени ИВК производится автоматически при обнаружении рассогласования со временем приемника сигналов точного времени.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД содержат значение коррекции и времени (дата, часы, минуты) ее выполнения.
Программное обеспечение
Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);
- автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;
- автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;
- использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));
- конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
- сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- передача данных по присоединениям в сервера ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «АТС», и другим субъектам ОРЭ, заинтересованным в получении результатов измерений;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
- автоматическая синхронизация времени.
И дентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
СПО (АИИС КУЭ)ЕНЭС (Метроскоп) (ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС ИА) |
DataServer.exe, DataServer_USPD. exe |
1.00 |
d233ed6393702747 769a45de8e67b57e |
md5 (Хеш сумма берется от склейки файлов) |
ПО «АльфаЦЕНТР» (ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Юга) |
Драйвер чтения данных из файла ameta.exe |
3.29.2.0 |
35b3e2dc5087e2e4 d3c4486f8a3c20e4 |
md5 |
Драйвер чтения данных из файла ametc.exe |
3.29.2.0 |
c8aad3ec27367bf8 072d757e0a3c009b | ||
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД amra.exe |
3.29.4.0 |
764bbe1ed87851a0 154dba8844f3bb6b | ||
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД amrc.exe |
3.29.4.0 |
b3bf6e3e5100c068 b9647d2f9bfde8dd | ||
Программа -планировщик опроса и передачи данных amrserver.exe |
3.29.4.0 |
582b756b2098a6da bbe52eae57e3e239 | ||
Биллинговый сервер billsrv.exe |
3.27.0.0 |
7ddbaab9ee48b3b9 3bb8dc5b390e73cf | ||
Драйвер работы с БД cdbora2.dll |
3.29.0.0 |
7dfc3b73d1d1f209 cc4727c965a92f3b | ||
Библиотека шифрования пароля счетчиков Encryptdll.dll |
2.0.0.0 |
0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:
- установкой пароля на счетчик;
- установкой пароля на сервер;
- защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики.
№ точки измерений |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
Т1 110 кВ |
ТВГ-110 500/5 Кл.т. 0,2S |
VCU-123 110000/^'3 /100/V3 Кл.т. 0,5 |
A1802RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 |
RTU-325T |
Активная Реактивная |
± 0,8 ± 1,8 |
± 1,6 ± 2,6 |
2 |
ЗРУ-10 кВ Яч.1 TN1 |
ТОЛ-СЭЩ-10-22 200/5 Кл.т. 0,5S |
НАЛИ-СЭЩ-10 10000/^3/ 100/33 Кл.т. 0,5 |
A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 3,4 ± 5,6 | |
3 |
ЗРУ-10 кВ Яч.2. Отходящая линия |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 1000/5 Кл.т. 0,5S |
НАЛИ-СЭЩ-10 10000/^3/ 100/33 Кл.т. 0,5 |
A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||
4 |
ЗРУ-10 кВ Яч.4. Отходящая линия |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 1000/5 Кл.т. 0,5S |
НАЛИ-СЭЩ-10 10000/^3/ 100/33 Кл.т. 0,5 |
A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||
5 |
ЗРУ-10 кВ Яч.5. Отходящая линия |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 1000/5 Кл.т. 0,5S |
НАЛИ-СЭЩ-10 10000/^3/ 100/33 Кл.т. 0,5 |
A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||
6 |
ЗРУ-10 кВ Яч.7. Отходящая линия |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 1000/5 Кл.т. 0,5S |
НАЛИ-СЭЩ-10 10000/^3/ 100/33 Кл.т. 0,5 |
A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 |
№ точки измерений |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
7 |
ЗРУ-10 кВ Яч.8. Отходящая линия |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 1000/5 Кл.т. 0,5S |
НАЛИ-СЭЩ-10 10000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,5 |
A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||
8 |
Ввод 0,4 кВ ЩСН 1 секция |
ТОП-0,66 У3 100/5 Кл.т. 0,5S |
- |
A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,4 |
± 3,3 ± 5,5 | |
9 |
Ввод 0,4 кВ ЩСН 2 секция |
ТОП-0,66 У3 100/5 Кл.т. 0,5S |
- |
A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||
10 |
Ввод «Хозяйствен -ные нужды» |
ТОП-0,66 У3 100/5 Кл.т. 0,5S |
- |
A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 |
RTU-325T |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,4 |
± 3,3 ± 5,5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) ином; ток (1 + 1,2) 1ном, cosф = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) ином; ток (0,02^ 1,2) 1ном;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до 70 °С, для счетчиков типа Альфа А1800 от минус 40 до 65 °С; для УСПД RTU-325Т от 0 до 50 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,021ном, cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 35°С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.
Надежность применяемых в системе компонентов:
• счётчик электроэнергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;
• сервер - коэффициент готовности Кг=0,99, среднее время наработки на отказ не менее Т = 89000 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, спутниковой и сотовой связи.
Регистрация событий:
• в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
• в журнале событий УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- корректировки времени;
Защищенность применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
• защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД.
- пароли на ИВК (сервере), предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии - глубина хранения данных графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут, не менее 1200 дней; при отключении питания - не менее 30 лет.
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания - не менее 5 лет.
• ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматическая).
3нак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ «Временная (Резервная)».
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ «Временная (Резервная)» определяется паспортом-формуляром на систему РКПН.422231.191.00.ФО.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
осуществляется по документу МП 51536-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии «ПС 110 кВ «Временная (Резервная)». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 17 августа 2012 г.
Рекомендуемые средства поверки:
- мультиметры Ресурс-ПЭ - 2 шт.;
- радиочасы РЧ-011/2.
Сведения о методах измерений
Методика измерений электрической энергии приведена в документе «ГСИ. Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ «Временная (Резервная)». Свидетельство об аттестации № 01.00230 / 16 - 2012 от 17 августа 2012 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.