Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Южная"
Номер в ГРСИ РФ: | 63286-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Средневолжская Инжиниринговая Компания" (СВИК), г.Самара |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Южная» (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 | 63286-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Южная" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 025 |
Производитель / Заявитель
ООО "Средневолжская Инжиниринговая Компания" (СВИК), г.Самара
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
63286-16: Описание типа СИ | Скачать | 110.9 КБ | |
63286-16: Методика поверки | Скачать | 907.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Южная» (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 распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчика активной и реактивной электроэнергии типа АЛЬФА А1800, класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей и технических средств приема - передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325 (Госреестр СИ РФ № 37288-08, зав. № 000577), устройства синхронизации времени 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.
Третий 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 ПАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ПАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).
ИВК состоит из сервера сбора и передачи данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - ВолгоДонского ПМЭС, центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра и комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (далее - ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС), а также устройства синхронизации времени УССВ-16HVS, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС - специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС (далее - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС).
К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) персонала.
Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ подстанции.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя первый, второй и третий 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. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (далее - АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллера. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре. Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор для отображения учетной энергии и измеряемых величин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по цифровому интерфейсу RS-485. Полученная информация обрабатывается, записывается в энергонезависимую память УСПД.
Сервер сбора и передачи данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - Волго-Донского ПМЭС автоматически опрашивает УСПД уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи - волоконно-оптической линии связи (далее - ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному GSM-каналу связи.
Собранные на сервере сбора и передачи данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - ВолгоДонского ПМЭС данные автоматически отправляются в ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Центра.
В ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра 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.
В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС опрашивает ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ) - один раз в 30 минут. ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет соединение и получение данных с ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра.
В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС 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 автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи СПО АИИС КУЭ ЕНЭС, 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 ПАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени УССВ-16HVS, ИВК, УСПД, счетчик электрической энергии.
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 сервером сбора и передачи данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - Волго-Донского ПМЭС, к которому подключено устройство синхронизации времени yCCB-16HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка времени УСПД RTU-325 производится один раз в 30 минут при рассогласовании более чем на ± 1с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время часов счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже ± 5,0 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
В ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра используется ПО «АльфаЦЕНТР», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС. Идентификационные данные приведены в таблицах 1.1-1.2.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС, установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
d233ed6393702747769a45de8e67b57e |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра_________________________________________
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
«Amrserver.exe», «Атгс.ехе», «Amra.exe», «Cdbora2.dll», «encryptdll.dll», «alphamess.dll» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.05.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
22262052a42d978c9c72f6a90f124841, 1af7a02f7f939f8a53d6d1750d4733d3, 15a7376072f297c8b8373d815172819f, 58de888254243caa47afb6d120a8197e, 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c, b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК А |
ИИС 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 - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
1—к |
1—k |
Номер ИК |
Канал измерений |
Лист № 4 Всего листов 8 Метрологические и технические характеристики Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав первого уровня ИК и их метрологические характеристики | |||||||||
ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная |
10 |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | |||||||||||
Счетчик |
TH |
TT |
UJ |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Измерительные компоненты | ||||||||
Кт = 0,28/0,5 Кеч = 1 № 31857-11 |
Kt = 0,2 Kth = 500000A/3/100A/3 № 53610-13 |
Kt = 0,2S Ktt = 2000/1 № 53607-13 | |||||||||||
A1802RALQ-P4GB- DW-4 |
О |
dd |
> |
О |
dd |
> |
О |
dd |
> |
-U |
Обозначение, тип | ||
VCU-525 |
VCU-525 |
VCU-525 |
VCU-525 |
VCU-525 |
VCU-525 |
AGU-525 |
AGU-525 |
AGU-525 | |||||
01270662 |
24900110 |
24900111 |
24900112 |
24900113 |
24900115 |
24900114 |
12100117 |
12100116 |
12100115 |
C/i |
Заводской номер | ||
10000000 |
о |
Ктт'Кун'Ксч | |||||||||||
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
о |
Наименование измеряемой величины | |||||||||||
Активная Реактивная |
00 |
Вид энергии |
Метрологические характеристики | ||||||||||
О |
Основная относительная погрешность ИК, (±6) % | ||||||||||||
1—k 1—k |
1—k О |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6) % |
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе «Границы интервала относительной погрешность измерений, (± 5), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95» приведены границы интервала 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 счетчика электроэнергии от 15 до 30 °С.
2. Нормальные условия:
- 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; коэффициент мощности cos9 (sm9) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 до 50 °С; ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков: (23 ± 2) °С; УСПД - от 15 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 (sm9) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 15 до 30 °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)ин2; 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 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 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 такими же, как у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
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;
- электросчетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа АЛЬФА А1800 - не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 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 и сотовой связи;
В журнале событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
В журнале событий УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- выводы измерительных трансформаторов тока;
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Южная» 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.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Количество |
Измерительный трансформатор тока типа AGU-525 |
3 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения VCU-525 |
6 шт. |
Счетчик электроэнергии многофункциональный типа АЛЬФА А1800 |
1 шт. |
Устройства сбора и передачи данных RTU-325 |
1 шт. |
Устройство синхронизации времени УССВ-16HVS |
1 шт. |
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС |
1 шт. |
ИВК ЦСОД МЭС Центра |
1 шт. |
ПО «АльфаЦЕНТР |
1 шт. |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС |
1 шт. |
АРМ оператора |
1 шт. |
Переносной инженерный пульт на базе Notebook |
1 шт. |
Формуляр |
1 экземпляр. |
Методика поверки |
1 экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу МП 63286-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Южная». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки», МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки», МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков типа АЛЬФА А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные АЛЬФА А1800. Методика поверки. ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
- УСПД RTU-325 - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС - в соответствии с документом МП 59086-14 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС. Методика поверки", утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 10 ноября 2014 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%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электроэнергии и мощности с использованием Системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 500 кВ «Южная», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
3. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».