Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО "Витимэнергосбыт" (ПС 220 кВ Мамакан)
| Номер в ГРСИ РФ: | 77479-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергосистемы", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО «Витимэнергосбыт» (ПС 220 кВ Мамакан) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности, сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации в центры сбора.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 77479-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО "Витимэнергосбыт" (ПС 220 кВ Мамакан) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 133 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергосистемы", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 77479-20: Описание типа СИ | Скачать | 97.2 КБ | |
| 77479-20: Методика поверки МП 384-19 | Скачать | 6.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО «Витимэнергосбыт» (ПС 220 кВ Мамакан) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности, сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации в центры сбора.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1) первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК), выполняющие функцию измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности и включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи до счетчиков и технические средства приема-передачи данных и каналы связи;
2) второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий в свой состав устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU-325, технические средства приема-передачи данных и каналы связи;
3) третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер) и автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных и каналы связи.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. Тридцатиминутные приращения электрической энергии вычисляются как интеграл по времени от средней мощности за интервал 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS485 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным и беспроводным линиям связи на верхний уровень АИИС КУЭ (сервер).
Сервер осуществляет автоматизированный сбор информации, формирование отчетных документов, ведение журнала событий, конфигурирование и параметрирование технических и программных средств АИИС КУЭ, долговременное хранение и передачу данных в центры сбора информации. Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ оператора с использованием ПО «АльфаЦЕНТР».
Передача информации в АО «АТС» и другие смежные субъекты оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде файлов xml-формата, установленных Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в свой состав устройство синхронизации системного времени УССВ-2, сервер, УСПД и счетчики. СОЕВ выполняет измерение интервалов времени и обеспечивает синхронизацию шкал времени внутренних часов компонентов СОЕВ. Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам измерений формируются тридцатиминутные интервалы, для которых осуществляется вычисление приращений электрической энергии.
Привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона Российской Федерации UTC (SU) осуществляет устройство синхронизации системного времени УССВ-2, принимающее сигналы точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.
Сличение шкалы времени часов сервера со шкалой времени часов УССВ-2 осуществляется каждые 30 мин. Корректировка шкалы времени сервера осуществляется от УССВ-2 при достижении расхождения со шкалой УССВ-2 более 1 с.
Сличение шкалы времени часов УСПД со шкалой времени часов сервера осуществляется каждые 15 мин. Корректировка шкалы времени УСПД осуществляется от сервера при достижении расхождения со шкалой сервера более 2 с.
Сличение шкалы времени часов счетчиков со шкалой времени часов УСПД осуществляется каждые 30 мин. Корректировка шкал времени счетчиков осуществляется от УСПД при достижении расхождения со шкалой УСПД более 1 с.
Расхождение шкалы времени часов любого компонента СОЕВ со шкалой координированного времени UTC (SU) не превышает 5 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отражают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от преднамеренных и непреднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Метрологические характеристики АИИС КУЭ нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Состав ИК и их метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 2-5.
Таблица 2 - Состав ИК
|
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Средства измерений и технические средства, входящие в состав ИК АИИС КУЭ | |||||
|
Вид СИ |
ей й е |
Обозначение |
Регистрационный номер |
Класс точности |
Коэффициент трансформации | ||
|
ИИК | |||||||
|
1 |
ВЛ 220 кВ Мамакан -Сухой Лог I цепь |
ТТ |
А |
ТОГФ-220Ш |
61432-15 |
0,2S |
600/5 |
|
В |
ТОГФ-220Ш | ||||||
|
С |
ТОГФ-220Ш | ||||||
|
ТН |
А |
ЗНОГ-220Ш |
61431-15 |
0,2 |
220000:73/100:73 | ||
|
В |
ЗНОГ-220Ш | ||||||
|
С |
ЗНОГ-220Ш | ||||||
|
Счетчик |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
0,2S/0,5 |
- | |||
|
2 |
ВЛ 220 кВ Мамакан -Сухой Лог II цепь |
ТТ |
А |
ТОГФ-220Ш |
61432-15 |
0,2S |
600/5 |
|
В |
ТОГФ-220Ш | ||||||
|
С |
ТОГФ-220Ш | ||||||
|
ТН |
А |
ЗНОГ-220Ш |
61431-15 |
0,2 |
220000:73/100:73 | ||
|
В |
ЗНОГ-220Ш | ||||||
|
С |
ЗНОГ-220Ш | ||||||
|
Счетчик |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
0,2S/0,5 |
- | |||
|
ИВКЭ | |||||||
|
1, 2 |
Все присоединения |
УСПД |
RTU-325 |
37288-08 |
- |
- | |
|
ИВК | |||||||
|
1, 2 |
Все присоединения |
Устройство синхронизации системного времени УССВ-2 |
54074-13 |
- |
- | ||
|
Сервер HP Proliant DL320е Gen8 АРМ оператора |
с установленным ПО «АльфаЦЕНТР» | ||||||
|
Примечания: 1 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в настоящей таблице, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик, указанных в таблицах 3 и 4. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке, который хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть | |||||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК при измерении активной электрической энергии и средней мощности_________________________________________________________
|
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК |
COSф |
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности | |||||
|
для диапазона I5 < I < I20 |
для диапазона I20 < I < I100 |
для диапазона I100 < I < I120 | |||||
|
Зо, % |
Зру, % |
Зо, % |
Зру, % |
Зо, % |
Зру, % | ||
|
1, 2 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,2; КТ счетчика 0,2S |
1,0 |
±0,6 |
±0,7 |
±0,6 |
±0,7 |
±0,6 |
±0,9 |
|
0,8 |
±0,9 |
±1,0 |
±0,7 |
±0,8 |
±0,7 |
±0,8 | |
|
0,5 |
±1,3 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,2 | |
|
Примечание - В таблице приняты следующие обозначения: I5, I20, I100 И I120 - значения первичного тока, соответствующие 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения 1н; Зо - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности; Зру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении активной электрической энергии и средней мощности Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ указаны для измерений тридцатиминутных приращений активной электрической энергии и средней мощности. В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ приведены границы интервала, соответствующие вероятности 0,95 | |||||||
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности_________________________________________________________
|
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК |
simp |
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности | |||||
|
для диапазона I5 < I < I20 |
для диапазона I20 < I < I100 |
для диапазона I100 < I < I120 | |||||
|
Зо, % |
Зру, % |
Зо, % |
Зру, % |
Зо, % |
Зру, % | ||
|
1, 2 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,2; КТ счетчика 0,5 |
0,6 |
±1,1 |
±1,7 |
±1,0 |
±1,6 |
±1,0 |
±1,6 |
|
0,87 |
±1,3 |
±2,1 |
±0,9 |
±1,8 |
±0,9 |
±1,8 | |
|
Примечание - В таблице приняты следующие обозначения: I5, I20, I100 И I120 - значения первичного тока, соответствующие 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения 1н; Зо - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности; Зру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ указаны для измерений тридцатиминутных приращений реактивной электрической энергии и средней мощности. В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ приведены границы интервала, соответствующие вероятности 0,95 | |||||||
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU) составляют ±5,0 с.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
2 |
|
Нормальные условия: - температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
- параметры сети: а) напряжение, % от Uh |
от 98 до 102 |
|
б) ток, % от 1н |
от 100 до 120 |
|
в) частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
г) коэффициент мощности cos9 |
0,9 инд. |
|
Рабочие условия: - температура окружающей среды, °С а) для ТТ и ТН |
от -60 до +40 |
|
б) для счетчиков и УСПД |
от -5 до +37 |
|
в) для сервера и УССВ |
от +10 до +25 |
|
- параметры сети: а) напряжение, % от Uh |
от 90 до 110 |
|
б) ток, % от 1н |
от 5 до 120 |
|
в) частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
г) коэффициент мощности cos9 |
от 0,5 до 1,0 |
|
Показатели надежности компонентов АИИС КУЭ: - ТТ: а) средняя наработка до отказа, ч, не менее |
2000000 |
|
б) средний срок службы, лет, не менее |
40 |
|
- ТН: а) средняя наработка до отказа, ч, не менее |
2000000 |
|
б) установленный полный срок службы, лет, не менее |
30 |
|
- счетчики: а) средняя наработка до отказа, ч, не менее |
120000 |
|
б) срок службы, лет, не менее |
30 |
|
- УСПД: а) средняя наработка до отказа, ч, не менее |
100000 |
|
б) средний срок службы, лет, не менее |
30 |
|
- сервер: а) средняя наработка до отказа, ч, не менее |
120000 |
|
- УССВ: а) средняя наработка на отказ, ч, не менее |
74500 |
|
а) назначенный срок службы, лет, не менее |
10 |
|
б) среднее время восстановления, ч |
2 |
|
Глубина хранения информации: - счетчики: а) глубина хранения данных графиков нагрузки с |
300 |
|
интервалом 30 мин, дней, не менее б) сохранение данных в памяти, лет, не менее (при отсутствии |
30 |
|
питания) - УСПД: а) сохранение данных в памяти, лет, не менее (при |
5 |
|
отсутствии питания) - сервер: а) хранение результатов измерений и информации о |
3,5 |
|
состоянии средств измерений, лет, не менее |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД и сервера с помощью источников бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться субъектам ОРЭМ по электронной почте и по каналу спутниковой связи;
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
а) включение и отключение питания счетчика;
б) сброс максимальной мощности;
в) корректировка времени;
г) включение и отключение напряжения пофазно;
д) снятие крышки зажимов;
е) снятие кожуха счетчика;
- в журнале событий УСПД:
а) перерывов в электропитании;
б) потери и восстановления связи со счетчиками;
в) корректировки времени в УСПД и в каждом счетчике;
г) программных и аппаратных перезапусков;
д) изменения ПО и параметров в УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование измерительных трансформаторов, счетчиков, испытательных клеммников, разветвителей интерфейсов и питания, УСПД, сервера, УССВ;
- защита информации на программном уровне:
а) результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
б) установка паролей на счетчики, УСПД и сервер.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра печатным способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ-220Ш |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОГ-220Ш |
6 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
2 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 шт. |
|
Сервер |
HP Proliant DL320е Gen8 |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП 384-19 |
1 экз. |
|
Формуляр |
- |
1 экз. |
|
Руководство пользователя |
- |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 384-19 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии АО «Витимэнергосбыт» (ПС 220 кВ Мамакан). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 24.10.2019.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики - по документам ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» (утверждена ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.) и ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки» (утверждена ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.);
- УСПД - по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки» (утверждена ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.);
- УССВ - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки» (утверждена ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013);
- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер 46656-11).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого (технического) учета электроэнергии АО «Витимэнергосбыт» (ПС 220 Мамакан)», аттестующая организация ФБУ «Иркутский ЦСМ», аттестат аккредитации RA.RU.311934 от 17.02.2017.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
