Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Амурская" в части ВЛ 500 кВ "Амурская - Бурейская ГЭС" и "Зейская ГЭС - Амурская № 2" - АИИС КУЭ ПС 500 кВ "Амурская" в части ВЛ 500 кВ "Амурская
Номер в ГРСИ РФ: | 56886-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Энергоучет", г.Самара |
56886-14: Описание типа СИ | Скачать | 126.9 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» - АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 56886-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Амурская" в части ВЛ 500 кВ "Амурская - Бурейская ГЭС" и "Зейская ГЭС - Амурская № 2" - АИИС КУЭ ПС 500 кВ "Амурская" в части ВЛ 500 кВ "Амурская |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 376 п. 31 от 28.03.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергоучет", г.Самара
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 56886-14 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
56886-14: Описание типа СИ | Скачать | 126.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» - АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» (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 распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й 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 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей и технических средств приема - передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325 (Госреестр СИ РФ № 37288-08, зав. № 000615), устройства синхронизации системного времени (далее - УССВ) и коммутационного оборудования.
УСПД типа RTU-325 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.
3-й 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 ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).
ИВК состоит из комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (далее - ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), а также устройства синхронизации времени УССВ-35HVS, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр СИ РФ № 45048-10) -используется 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.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й 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. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485). Полученная информация обрабатывается, записывается в энергонезависимую память УСПД. ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически опрашивает УСПД уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному цифровому каналу связи, в качестве которого используется волоконно-оптическая линия связи (далее-ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, в качестве которого используется телефонная связь.
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 ОАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.
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 счетчиков и УСПД на величину более ± 2 с.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически устройством синхронизации времени УССВ-16HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов УСПД происходит ежесекундно.
В 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-16HVS, 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 счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 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)
Идентификационное 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 |
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 -«С» в соответствии с МИ 3286-2010.
о м |
I—* |
Номер ИК |
| Канал измерений |
Технические характеристикиСостав 1 -го уровня ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК и метрологические характеристики ИК | |||||||||
ВЛ БГЭС |
PO |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | |||||||||||
Счетчик |
TH |
TT |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Измерительные компоненты | |||||||||
Кт = 0,2S/0,5 Кеч = 1 № 31857-11 |
Кт = 0,2 Ктн = 5 00000/^3/100/^3 № 37847-08 |
Kt = 0,2S Ktt= 1000/1 № 40087-08 | |||||||||||
А1802RAL-P4-GB-DW4 |
О |
Cd |
> |
О |
Cd |
> |
О |
Cd |
> |
■4— |
Обозначение, тип | ||
VCU-525 |
VCU-525 |
VCU-525 |
VCU-525 |
VCU-525 |
VCU-525 |
AGU-525 |
AGU-525 |
AGU-525 | |||||
01242321 |
886923 |
886924 |
886925 |
886926 |
886927 |
886928 |
798723 |
798722 |
798721 |
Ui |
Заводской номер | ||
5000000 |
05 |
Ктт'Ктн'Ксч | |||||||||||
Энергия активная, W? Энергия реактивная, WQ |
Наименование измеряемой величины | ||||||||||||
Активная Реактивная |
0© |
Вид энергии |
Метрологические характеристики | | ||||||||||
0,5 1,1 |
Ю |
Основная относительная погрешность ИК, (±6) % | |||||||||||
'’о |
о |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6) % |
w о о
о
о
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
49 |
ВЛ ЗГЭС № 2 |
ТТ |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 40087-08 |
А |
AGU-525 |
12100013 |
О о о о о о '/П |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,9 |
В |
AGU-525 |
12100014 | |||||||||
С |
AGU-525 |
12100015 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 37847-08 |
А |
VCU-525 |
24900008 | |||||||
В |
VCU-525 |
24900009 | |||||||||
С |
VCU-525 |
24900010 | |||||||||
А |
VCU-525 |
24900011 | |||||||||
В |
VCU-525 |
24900012 | |||||||||
С |
VCU-525 |
24900013 | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1802RAL-P4-GB-DW4 |
01242325 | ||||||||
50 |
В - 500 Р - 2 |
ТТ |
Кт = 0,2S Ктт = 500/1 № 40087-08 |
А |
AGU-525 |
12100010 |
о о о о о '/П сч |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,9 |
В |
AGU-525 |
12100011 | |||||||||
С |
AGU-525 |
12100012 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 37847-08 |
А |
VCU-525 |
24900008 | |||||||
В |
VCU-525 |
24900009 | |||||||||
С |
VCU-525 |
24900010 | |||||||||
А |
VCU-525 |
24900011 | |||||||||
В |
VCU-525 |
24900012 | |||||||||
С |
VCU-525 |
24900013 | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1802RAL-P4-GB-DW4 |
01242320 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
51 |
В - 500 Р - 3 |
ТТ |
Кт = 0,2S Ктт = 500/1 № 40087-08 |
А |
AGU-525 |
798700 |
О о о о о IT) сч |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,9 |
В |
AGU-525 |
798701 | |||||||||
С |
AGU-525 |
798702 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 37847-08 |
А |
VCU-525 |
886928 | |||||||
В |
VCU-525 |
886927 | |||||||||
С |
VCU-525 |
886926 | |||||||||
А |
VCU-525 |
886925 | |||||||||
В |
VCU-525 |
886924 | |||||||||
С |
VCU-525 |
886923 | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1802RAL-P4-GB-DW4 |
01242322 | ||||||||
52 |
В - 5 500 |
ТТ |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 40087-08 |
А |
AGU-525 |
798709 |
о о о о о о '/П |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,9 |
В |
AGU-525 |
798710 | |||||||||
С |
AGU-525 |
798711 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 37847-08 |
А |
VCU-525 |
886928 | |||||||
В |
VCU-525 |
886927 | |||||||||
С |
VCU-525 |
886926 | |||||||||
А |
VCU-525 |
886925 | |||||||||
В |
VCU-525 |
886924 | |||||||||
С |
VCU-525 |
886923 | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1802RAL-P4-GB-DW4 |
01242324 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
53 |
В - 6 500 |
ТТ |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 40087-08 |
А |
AGU-525 |
798706 |
О о о о о о '/П |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,9 |
В |
AGU-525 |
798707 | |||||||||
С |
AGU-525 |
798708 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 37847-08 |
А |
VCU-525 |
886928 | |||||||
В |
VCU-525 |
886927 | |||||||||
С |
VCU-525 |
886926 | |||||||||
А |
VCU-525 |
886925 | |||||||||
В |
VCU-525 |
886924 | |||||||||
С |
VCU-525 |
886923 | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1802RAL-P4-GB-DW4 |
01242326 | ||||||||
54 |
В - 7 500 |
ТТ |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 40087-08 |
А |
AGU-525 |
798717 |
о о о о о о '/П |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,9 |
В |
AGU-525 |
798716 | |||||||||
С |
AGU-525 |
798715 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 37847-08 |
А |
VCU-525 |
886931 | |||||||
В |
VCU-525 |
886920 | |||||||||
С |
VCU-525 |
886929 | |||||||||
А |
VCU-525 |
886921 | |||||||||
В |
VCU-525 |
886930 | |||||||||
С |
VCU-525 |
886922 | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1802RAL-P4-GB-DW4 |
01242323 |
Окончание таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
55 |
ТСН - 1 0,4 кВ |
ТТ |
Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 № 32875-12 |
А |
TAR5 |
45300 |
200 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
4,9 4,3 |
В |
TAR5 |
45301 | |||||||||
С |
TAR5 |
45302 | |||||||||
ТН |
- |
А |
- |
- | |||||||
В |
- |
- | |||||||||
С |
- |
- | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1805RL-P4-GB-DW4 |
01215290 | ||||||||
56 |
ТСН - 2 0,4 кВ |
ТТ |
Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 № 32875-12 |
А |
TAR5 |
45297 |
200 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
4,9 4,3 |
В |
TAR5 |
45298 | |||||||||
С |
TAR5 |
45299 | |||||||||
ТН |
- |
А |
- |
- | |||||||
В |
- |
- | |||||||||
С |
- |
- | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1805RL-P4-GB-DW4 |
01215276 |
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, cosф=0,5 (мпф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 °С до 30 °С .
2. Нормальные условия эксплуатации:
- 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)1н; коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С; ТН- от минус 40 °С до
50 °С; счетчиков: (23±2) °С ; УСПД - от 15 °С 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)1н1; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,5 — 1,0 (0,6 — 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °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)0^; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosф=1) — 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 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 °С 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 °С 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.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120 000 ч., время восстановления работоспособности Тв=168 ч.;
- компоненты ИВКЭ - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0=100 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИИС = 0,984 - коэффициент готовности;
ТО_АИИС = 1464,13 ч. - среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
- Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
- Стойкость к электромагнитным воздействиям;
- Ремонтопригодность;
- Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
- Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;
- Резервирование элементов системы;
- Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;
- Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
- попытки несанкционированного доступа;
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;
- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания.
журнал событий ИВКЭ:
- ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;
- установка текущих значений времени и даты;
- попытки несанкционированного доступа;
- связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;
- перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);
- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
- отключение питания.
журнал событий ИВК:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывов электропитания;
- программных и аппаратных перезапусков;
- установка и корректировка времени;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Лист № 11
Всего листов 13 Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- привод разъединителя трансформаторов напряжения;
- клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;
- корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);
- клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;
- промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;
- испытательная коробка (специализированный клеммник);
- крышки клеммных отсеков счетчиков;
- крышки клеммного отсека УСПД.
защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации( возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на промконтроллер (УСПД);
- установка пароля на сервер БД ИВК.
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
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2». - АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблицы 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Количество |
1 |
2 |
Измерительный трансформатор тока типа AGU-525 |
21 шт. |
Измерительный трансформатор тока типа TAR5 |
6 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения VCU-525 |
18 шт. |
Счетчик электроэнергии многофункциональный типа A1802RAL-P4-GB-DW4 |
7 шт. |
Счетчик электроэнергии многофункциональный типа A1805RL-P4-GB-DW4 |
2 шт. |
Устройства сбора и передачи данных RTU-325 |
1 шт. |
Окончание таблицы 3
Наименование |
Количество |
1 |
2 |
СПО «Метроскоп» |
1 шт. |
АРМ оператора с ПО |
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 56886-14 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» - АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений».
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков типа АЛЬФА А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков типа АЛЬФА А1800 - по документу «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСПД RTU-300 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005МП.» утвержденному 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», утвержденная 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%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «21168598.422231.0392.ИС1.М. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская -Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2».
Нормативные документы
электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» - АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2».
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
5. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
6. «21168598.422231.0392.ИС1.М. Инструкция по эксплуатации системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская -Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.