Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Буденновск"
Номер в ГРСИ РФ: | 51992-12 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ ┌Буденновск√ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 51992-12 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Буденновск" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2012 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Номер сертификата | 49002 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1097 п. 07 от 05.12.2012 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 51992-12 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
51992-12: Описание типа СИ | Скачать | 227.9 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Буденновск» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (зав. № 003881), устройство синхронизации времени типа 35HVS, коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (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 Юга (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭ.
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных.
Измерительный канал (далее - ИК) состоит из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Лист № 2
Всего листов 9
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
Результаты измерений счётчиками активной и реактивной электроэнергии собираются УСПД, где производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных сервера БД ИВК ЦСОД МЭС Юга. В сервере БД ИВК ЦСОД МЭС Юга информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS-приемник сигналов точного времени типа 35HVS. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника. При расхождении времени часов УСПД с часами GPS-приемника на ±1 с выполняется корректировка часов УСПД. Синхронизация внутренних часов счетчика с часами УСПД осуществляется каждые 30 мин вне зависимости от наличия расхождения часов счетчиков с часами УСПД. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа-Центр». 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 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Альфа-Центр» |
программа-планировщик опроса и передачи данных |
amrserver.exe |
v. 11.07. 01.01 |
7e87c28fdf5ef9 9142ad5734ee7 595a0 |
MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
атгс.ехе |
a38861c5f25e2 37e79110e1d5d 66f37e | |||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
amra.exe |
e8e5af9e56eb7 d94da2f9dff64b 4e620 |
Продолжение Таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Альфа-Центр» |
драйвер работы с БД |
cdbora2.dll |
v. 11.07. 01.01 |
0ad7e99fa2672 4e65102e21575 0c655a |
MD5 |
библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll.dll |
0939ce05295fb cbbba400eeae8 d0572c | |||
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e34 444170eee9317 d635cd |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня АИИС КУЭ
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав 1-го уровня АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | ||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПС 500 кВ "Будённовск" | |||||
1 |
М-2 110 кВ точка измерения №11 |
ТГФМ-110 II* класс точности 0,5 S Ктт=1000/1 Зав. № 3619; 3620; 3621 Госреестр № 36672-08 |
НКФ-110-83 У1 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 56491; 56469; 56467 Госреестр № 1188-84 |
A1R-4AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003443 Госреестр № 14555-99 |
активная реактивная |
Таблица 3. - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |||||
Основная относительная погрешность ИК, (± 8), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±8), % | ||||||
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 |
1 |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,8 |
2,2 |
2,5 |
1,9 |
2,3 |
2,6 |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,0 |
1,2 |
1,4 | |
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,0 |
1,2 |
1,4 |
Таблица 4. - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |||
Основная относительная погрешность ИК, (± 8), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 8), % | ||||
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 |
1 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,021н1 < I1 < 0,051н1 |
5,1 |
4,1 |
5,5 |
4,5 |
0,051н1 < I1 < 0,2Iki |
3,1 |
2,5 |
3,3 |
2,7 | |
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,2 |
1,8 |
2,4 |
2,0 | |
1н1 < I1 < 1,21н1 |
2,2 |
1,8 |
2,3 |
1,9 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
• диапазон напряжения - (0,99 - 1,01)Uh;
• диапазон силы тока - (0,01 - 1,2)1н;
• диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
• температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25 °С; ИВКЭ - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;
• частота - (50 ± 0,15) Гц;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
3. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
Лист № 6
Всего листов 9
• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,01- 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф(smф) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии "АЛЬФА":
• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2)1н2; коэффициент мощности cosф(smф) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по
ГОСТ 26035-83.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.
4 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
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;
• счетчик - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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:
J параметрирования;
S пропадания напряжения;
S коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
• наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
S счетчика;
S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
S испытательной коробки;
J УСПД.
• наличие защиты на программном уровне:
S пароль на счетчике;
J пароль на УСПД;
J пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
Лист № 7
Всего листов 9
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;
• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Буденновск» 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. |
1 |
2 |
Трансформаторы тока ТГФМ-110 II* |
3 |
Трансформаторы напряжения НКФ-110-83 У1 |
3 |
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 |
1 |
Счётчики электроэнергии многофункциональные типа АЛЬФА |
1 |
Методика поверки |
1 |
Формуляр |
1 |
Инструкция по эксплуатации |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 51992-12 "Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Буденновск». Методика поверки", утвержденному в октябре 2012 г.
Перечень основных средств поверки:
• трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
• средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• счетчики "АЛЬФА" - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801 или образцового ваттметра-счётчика ЦЭ6802;
• УСПД RTU-325 - по документу "Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. ДЯИМ.466453.005 МП. Методика поверки";
• 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.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Буденновск».
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Буденновск»
1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
4. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
5. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6. «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Буденновск».
Лист № 9
Всего листов 9
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.