| Номер в госреестре | 56329-14 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Буденновск" |
| Обозначение типа СИ | Нет данных |
| Изготовитель | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС) |
| Год регистрации | 2014 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Буденновск» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) классов точности 0,2 и 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) классов точности 0,2 и 0,5, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа АЛЬФА класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии), класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325
(зав. № 003881), устройство синхронизации времени типа УССВ-35HVS, коммутационное оборудование.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - 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 оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации времени типа УССВ-35HVS; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе ПК; каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности с учетом коэффициентов трансформации, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных 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 в счетчике и УСПД на величину более ± 1 секунды.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически, устройство синхронизации времени УССВ-35НУБ, которое подключено к УСПД по интерфейсу RS-232. Корректировка часов УСПД выполняется ежесекундно.
В ИВК также используются устройства синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающие сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов сервера ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS. При нарушении связи между УСПД и подключенного к нему УССВ-35HVS, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более ± 1 секунды.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
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.
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». 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 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| 1 | 2 | |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» | |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v. 11.07.01.01 | |
| Цифровой идентификатор ПО | amrserver.exe | 7e87c28fdf5ef99142ad5734ee7595a0 |
| amrc.exe | a38861c5f25e237e79110e1d5d66f37e | |
| amra.exe | e8e5af9e56eb7d94da2f9dff64b4e620 | |
| cdbora2.dll | 0ad7e99fa26724e65102e215750c655a | |
| encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c | |
| alphamess.dll | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd | |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | УСПД | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ПС 500 кВ «Буденновск» | ||||||
| 1 | ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС -Буденновск (ВЛ - 507) | ТФЗМ-500-Б класс точности 0,5 Ктт=500/1 Зав. № 518; 8; 516 Госреестр № 3639-73 | НДЕ-500 класс точности 0,5 Ктн=500000^3/100^3 Зав. № 1411701; 1353841; 1403579 Госреестр № 5898-77 | A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01010209 Госреестр № 14555-95 | RTU-325 зав. № 003881 Г осреестр № 37288-08 | активная реактивная |
| 9 | ВЛ 110 кВ Буденновск -Покойная (Л-77) | ТФЗМ 110Б-ГУ класс точности 0,2 Ктт=1000/1 Зав.№10558; 10545; 10638 Г осреестр № 26422-04 | НКФ-110-83 класс точности 0,5 Ктн=110000^3/100^3 Зав. № 56491; 56469; 56467 Госреестр № 1188-84 | A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01010352 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная | |
| 10 | ВЛ 110 кВ Будённовск -Петропавловская (Л - 79) | ТФЗМ 110Б-ГУ класс точности 0,2 Ктт=1000/1 Зав.№10652; 10511; 10547 Г осреестр №26422-04 | НКФ-110-83 класс точности 0,5 Ктн=110000^3/100^3 Зав. № 56491; 56469; 56467 Госреестр № 1188-84 | A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01010258 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 11 | ОМВ 110 кВ | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5 Ктт=1000/1 Зав. № 3619; 3620; 3621 Госреестр № 36672-08 | НКФ-110-83 класс точности 0,5 Ктн=110000^3/100^3 Зав. № 56491; 56469; 56467 Госреестр № 1188-84 | A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003443 Госреестр № 14555-95 | RTU-325 зав. № 003881 Г осреестр № 37288-08 | активная реактивная |
| 14 | ВПГ - 101 | ТФЗМ 35-Б11 У1 класс точности 0,5 Ктт=3000/5 Зав. № 725; 708; 720 Госреестр № 39331-08 | Н0Л-СЭЩ-10 класс точности 0,5 Ктн=110000^3/100^3 Зав. № 01689-11; 01688-11; 01687-11 Госреестр № 35955-07 | A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003720 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная | |
| 15 | ВПГ - 102 | ТФЗМ 35-Б11 У1 класс точности 0,5 Ктт=3000/5 Зав. № 691; 690; 689 Госреестр № 39331-08 | НАМИ-10 класс точности 0,2 Ктн=10000/100 Зав. № 1713 Госреестр № 11094-87 | A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003675 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная | |
| 16 | Ф - 107 | ТЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 8604; 8613 Госреестр № 2473-00 | НАМИ-10 класс точности 0,2 Ктн=10000/100 Зав. № 2900 Госреестр № 11094-87 | A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003630 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Основная относительная погрешность ИК, (±J), % | Относитель погрешность рабочих усло эксплуатации, ( | ная ИК в виях :±s), % | |||||
| 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, 11, 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,8 | 2,4 | 2,8 | 1,9 | 2,5 | 2,9 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | |
| 9, 10 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,1 | 1,3 | 1,4 | 1,2 | 1,4 | 1,5 |
| 0,21н1 < I1 < Iн1 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,0 | 1,1 | 1,1 | |
| I^ < I1 < 1,2!н1 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 1,1 | |
| 15, 16 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) | 0,05I^ < I1 < 0,2Iн1 | 1,7 | 2,4 | 2,8 | 1,8 | 2,4 | 2,8 |
| 0,2I^ < I1 < Iн1 | 0,9 | 1,2 | 1,4 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | |
| < I1 < 1,2Iн1 | 0,7 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК | |||
| Основная относительная погрешность ИК, (±5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % | ||||
| 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, 11, 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 5,6 | 4,4 | 5,7 | 4,5 |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 3,0 | 2,4 | 3,1 | 2,5 | |
| I^ < I1 < 1,2I^ | 2,3 | 1,8 | 2,4 | 1,9 | |
| 9, 10 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 2,5 | 2,1 | 2,8 | 2,3 |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 1,7 | 1,4 | 1,9 | 1,6 | |
| I^ < I1 < 1,2I^ | 1,5 | 1,3 | 1,7 | 1,4 | |
| 15, 16 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5) | 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 5,5 | 4,3 | 5,6 | 4,4 |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 2,8 | 2,2 | 2,9 | 2,4 | |
| Iн1 < I1 < 1,2!н1 | 2,0 | 1,6 | 2,1 | 1,7 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99-Цн до 1,01 -Цн;
- диапазон силы тока - от 1н до 1,2Тн;
- коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,87 (0,5);
- частота - (50 ± 0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
Температура окружающего воздуха:
- ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С;
- счетчиков -от 18 до 25 °С;
- ИВКЭ - от 10 до 30 °С;
- ИВК - от 10 до 30 °С;
4. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9-Цщ до 1,1-Цн^ диапазон силы первичного тока - от 0,05Тщ до 1,2Тщ; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6 -
0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии Альфа:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9-Цн2 до 1,1 ^Цн2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01Тн2 до 1,2Тн2; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6 -
0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл;
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 30206-94 в части активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в части реактивной электроэнергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2;
7. 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 типа АЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 120000 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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- 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:
- счетчик - 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 3,5 лет.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Буденновск» типографским способом.
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 ТФЗМ-500-Б | 3 |
| Трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-1У | 6 |
| Трансформаторы тока ТГФМ-110 II* | 3 |
| Трансформаторы тока ТФЗМ 35-Б11 У1 | 6 |
| Трансформаторы тока ТЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения НДЕ-500 | 3 |
| Трансформаторы напряжения НКФ-110-83 | 3 |
| Трансформаторы напряжения НОЛ-СЭЩ-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения НАМИ-10 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325 | 1 |
| УССВ-35НУБ | 1 |
| Многофункциональный счётчик электроэнергии типа АЛЬФА | 7 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Руководство по эксплуатации | 1 |
осуществляется по документу МП 56329-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Буденновск». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 27.11.2013 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке. Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков типа АЛЬФА - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801 или образцового ваттметра-счетчика ЦЭ6802;
- УСПД RTU-325 - по документу "Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП.» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- 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.
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Буденновск».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета 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».
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 3 |
| Актуальность данных | 22.03.2026 |
