Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Томская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 51995-12 |
|---|---|
| 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 ┌Томская√ (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 | 51995-12 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Томская" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 49005 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1097 п. 10 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 51995-12 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 51995-12: Описание типа СИ | Скачать | 225.9 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Томская» (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. № 000640), устройство синхронизации времени УССВ-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 Сибири (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Сибири) 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.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят 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 10
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 Сибири. В сервере БД ИВК ЦСОД МЭС Сибири 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 yCCB-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 |
e357189aea046 6e98b0221dee6 8d1e12 |
MD5 |
|
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
атгс.ехе |
745dc940a67cf eb3a1b6f5e4b1 7ab436 | |||
|
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
amra.exe |
ed44f810b77a6 782abdaa6789b 8c90b9 |
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 «Томская» | |||||
|
8 |
ВЛ-220кВ Томская ТЭЦ-3 - Томская СТ210) |
CA-245 класс точности 0,2 Ктт=1000/5 Зав. № 0204534/6; 0204534/1; 0204534/2 Госреестр № 23747-02 |
НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн 220000. \3. 100.\3 Зав. № 98; 100; 85 Госреестр № 20344-05 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01228609 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
|
11 |
ВЛ-220кВ Томская -ЭС-2 СХК (Т-205) |
CA-245 класс точности 0,2 Ктт=1000/5 Зав. № 0204534/23; 0204534/16; 0204534/15 Госреестр № 23747-02 |
НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 81; 74; 99 Госреестр № 20344-05 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01226629 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
|
16 |
ТСН-3 (ПТФ-18-1) |
ТК-20 класс точности 0,5 Ктт=1000/5 Зав. № 57187; 57383; 57178 Госреестр № 1407-60 |
EA05RL-P4B-4 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01101572 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
17 |
ТХН ТМХ (ПТФ-18-3) |
2хТК-120; ТШ-120 класс точности 1,0 Ктт=1000/5 Зав. № 22114; 62584; 22110 Госреестр № 1407-60; 1407-60 |
EA05RL-P4B-4 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01101570 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | |
|
18 |
КТП-160 (ПТФ-18-2) |
Т-0,66 УЗ класс точности 0,5 Ктт=200/5 Зав. № 02223; 02265; 02281 Госреестр № 6891-84 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01215633 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
5 |
ОВ-220кВ |
CA-245 класс точности 0,2 Ктт=2000/5 Зав. № 0204534/9; 0204534/33; 0204534/31 Госреестр № 23747-02 |
НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн 220000. \3. 100. \3 Зав. № 98; 100; 85; 81; 74; 99 Госреестр № 20344-05 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01226622 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
Таблица 3. - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 | ||
|
5, 8, 11 |
0,05IH1 < I1 < 0,21н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,1 |
1,3 |
1,4 |
|
(ТТ 0,2; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,2Ih1 < I1 < 1н1 |
0,6 |
0,7 |
0,7 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,5 |
0,6 |
0,6 |
0,8 |
0,8 |
0,9 | |
|
16 |
0,051н1 < I1 < 0,2Ih1 |
1,7 |
2,4 |
2,8 |
2,1 |
2,7 |
3,1 |
|
0,2Ih1 < I1 < IH1 |
1,0 |
1,3 |
1,5 |
1,5 |
1,8 |
1,9 | |
|
(ТТ 0,5; Сч 0,5S) |
IH1 < I1< 1,2IH1 |
0,8 |
1,0 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
1,6 |
|
17 |
0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 |
3,3 |
4,7 |
5,5 |
3,6 |
4,9 |
5,6 |
|
0,2IH1 < I1 < IH1 |
1,7 |
2,4 |
2,8 |
2,1 |
2,7 |
3,0 | |
|
(ТТ 1,0; Сч 0,5S) |
IH1 < I1 < 1,2IH1 |
1,2 |
1,7 |
1,9 |
1,7 |
2,1 |
2,3 |
|
18 |
0,05IH1 < I1 < 0,2IH1 |
1,7 |
2,4 |
2,7 |
1,8 |
2,4 |
2,8 |
|
0,2Ih1 < I1 < IH1 |
0,9 |
1,2 |
1,4 |
1,0 |
1,3 |
1,5 | |
|
(ТТ 0,5; Сч 0,2S) |
IH1 < I1< 1,2IH1 |
0,6 |
0,8 |
0,9 |
0,8 |
1,0 |
1,1 |
Таблица 4. - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % | ||||
|
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) | ||
|
5, 8, 11 (ТТ 0,2; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,05IH1 < I1 < 0,2IH1 |
2,2 |
1,9 |
2,5 |
2,2 |
|
0,2Ih1 < I1 < IH1 |
1,3 |
1,1 |
1,5 |
1,3 | |
|
IH1 < I1 < 1,2IH1 |
1,0 |
0,9 |
1,2 |
1,1 | |
|
16 (ТТ 0,5; Сч 1,0) |
0,05IH1 < I1 < 0,2IH1 |
5,6 |
4,5 |
6,1 |
5,1 |
|
0,2Ih1 < I1 < IH1 |
2,9 |
2,4 |
3,3 |
2,8 | |
|
Ih1 < I1 < 1,2IH1 |
2,1 |
1,8 |
2,5 |
2,2 | |
|
17 (ТТ 1,0; Сч 1,0) |
0,05Ih1 < I1 < 0,2IH1 |
10,7 |
8,5 |
10,9 |
8,8 |
|
0,2Ih1 < I1 < IH1 |
5,4 |
4,3 |
5,6 |
4,6 | |
|
IH1 < I1 < 1,2IH1 |
3,7 |
3,0 |
3,9 |
3,3 | |
|
18 (ТТ 0,5; Сч 0,5) |
0,05IH1 < I1 < 0,2IH1 |
5,3 |
4,3 |
5,5 |
4,4 |
|
0,2IH1 < I1 < IH1 |
2,7 |
2,2 |
2,8 |
2,3 | |
|
IH1 < I1 < 1,2IH1 |
1,8 |
1,5 |
2,0 |
1,6 | |
Лист № 7
Всего листов 10 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)ин;
• 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:
• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01- 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф(sinф) - 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 А1800, "ЕвроАльфа":
• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2)1н2; коэффициент мощности cosф(sinф) - 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,ГОСТ Р 52323-2005, 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 50000 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:
• 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 «Томская» 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. |
|
Трансформаторы тока CA-245 |
9 |
|
Трансформаторы тока стационарные ТК-20 |
3 |
|
Трансформаторы тока стационарные ТК-120 |
2 |
|
Трансформаторы тока стационарные ТШ-120 |
1 |
|
Трансформаторы тока опорные Т-0,66 УЗ |
3 |
|
Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1 |
6 |
|
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 |
1 |
|
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 |
4 |
|
Счётчики электроэнергии многофункциональные типа ЕвроАльфа |
2 |
|
Методика поверки |
1 |
|
Формуляр |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации |
1 |
Поверка осуществляется по документу МП 51995-12 "Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Томская». Методика поверки", утвержденному в ноябре 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 МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки
трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка
трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• счетчики "ЕвроАльфа" - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК 6801;
• счетчики Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 "Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки";
• 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 «Томская».
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Томскя»
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.
Лист № 10
Всего листов 10
6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S".
7. «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Томская».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
