| Номер в госреестре | 55998-13 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ № 94 "Стенд" |
| Изготовитель | ООО "ГорЭнергоПроект", г.С.-Петербург |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ № 94 «Стенд» (в дальнейшем - АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ № 94 «Стенд») предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ № 94 «Стенд» представляет собой информационноизмерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ), соответствующие ГОСТ 7746-2001 и трансформаторы напряжения (ТН), соответствующие ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии, изготовленные по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии).
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВ-КЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входит устройство сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначено для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении, далее - сервер); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ № 94 «Стенд» обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
- активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;
- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
- календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируется в базе данных УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и сервере сбора данных может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ № 94 «Стенд» измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (P=UTcos9) и полную мощность (S=UI). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных. В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента к другому, используются проводные линии связи, каналы сотовой связи, телефонные линии связи.
АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ № 94 «Стенд» имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция часов производится не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени 16-HVS, подключенного к УСПД.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на АРМ.
В АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ № 94 «Стенд» обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 года. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ № 94 «Стенд», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
ПО «Пирамида 2000. Розничный рынок» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000. Розничный рынок» и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S; 0,5; 0,5S; 1,0).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВК «Пирамида 2000. Розничный рынок», получаемой за счет математической об-
работки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ № 94 «Стенд», приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000. Розничный рынок»
| Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии про граммного обеспече ния | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | Версия 3 | E55712D0B1B219065 D63DA949114DAE4 | MD5 |
| Модуль расчета небаланса энергии/ мощности | CalcLeakage.dll | B1959FF70BE1EB17 C83F7B0F6D4A13 | ||
| Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | D79874D10FC2B156 A0FDC27E1CA480A C | ||
| Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 52E28D7B608799BB3 CCEA41B548D2C83 | ||
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 6F557F885B73726132 8CD77805BD1BA7 | ||
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 48E73A9283D1E6649 4521F63D00B0D9F | ||
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseMod- bus.dll | C391D64271ACF4055 BB2A4D3FE1F8F48 | ||
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePira- mida.dll | ECF532935CA1A3FD 3215049AF1FD979F | ||
| Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | SynchroNSI.dll | 530D9B0126F7CDC2 3ECD814C4EB7CA09 | ||
| Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 1EA5429B261FB0E2 884F5B356A1D1E75 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики
| Параметр | значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии. | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц | 220± 22 50 ± 0,4 |
| Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | от +10 до +30 от +10 до +30 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25 - 100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 110; 10 |
| Первичные номинальные токи, кА | 0,5; 0,3 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 1 |
| Количество точек учета, шт. | 3 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, не более, секунд в сутки | ±5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электри
ческой энергии для рабочих условий эксплуатации, 8э, %.
| № ИК | Состав ИИК | сОБф/ sinj | 8 э 1(2)%I I1(2) %<I<I5 % | 8э 5%I I5 %<М20 % | 8 э 20%I I20 %<I<I120 % | |
| ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 At=10 °C | 1 | ±1,0 | ±0,6 | ±0,5 | ||
| Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) | 0,9 | +1,2 | +0,9 | ±0,7 | ||
| 0,8 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,7 | |||
| 1, 2 | 0,5 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,0 | ||
| Счетчик класс | 0,9/0,4 | ±3,2 | ±2,6 | ±2,1 | ||
| точности 0,5 | 0,8/0,6 | ±2,8 | ±2,4 | ±2,0 | ||
| (реактивная энергия) | 0,5/0,9 | ±2,5 | ±2,3 | ±1,9 | ||
| ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 At=10 °C | 1 | ±2,1 | ±1,2 | ±1,1 | ||
| Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) | 0,9 | +2,6 | +1,8 | + 1,4 | ||
| 0,8 | ±3,1 | ±2,0 | ±1,5 | |||
| 3 | 0,5 | ±5,5 | ±3,2 | ±2,4 | ||
| Счетчик класс | 0,9/0,4 | ±6,7 | +4,1 | +3,1 | ||
| точности 1,0 | 0,8/0,6 | ±4,8 | ±3,2 | ±2,5 | ||
| (реактивная энергия) | 0,5/0,9 | ±3,3 | ±2,6 | ±2,1 | ||
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощно-
сти, на которых не производится корректировка часов (5р), рассчитываются по следующей
формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
>2 э +
, где
1000PT
8 р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, %;
8э - пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3, %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ke - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт»ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
8 =——--100%, где
ркорр- 3600Тср
—t - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
В комплект поставки входят:
- средства измерения, приведенные, в таблице 4;
- устройство сбора и передачи данных RTU-325L (зав. № 004801), Госреестр № 37288-08
- устройство синхронизации времени 16-HVS;
- документация и ПО, представлены в таблице 5.
Таблица 4 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| Средство измерений | |||
| № ИК | Наименование объекта учета (измерительного канала) | Вид СИ | Тип, метрологические характеристики, зав. №, № Госреестра |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | ВЛ- 110 кВ Лхт-3 (W7G) | ТН | JDQXF-145ZHW Кта=110000/^3//100/^3; Кл.т. 0,2; № Гос.р. 40246-08 Зав. № GD8/120R1101 (фаза А) Зав. № GD8/120R1102 (фаза в) Зав. № GD8/120R1106 (фаза С) |
| ТТ | TAT, Ктт=500/1; Кл.т. 0,2S, № Гос.р. 29838-11 Зав. № GD8/P56806 (фаза А) Зав. № GD8/P56805 (фаза в) Зав. № GD8/P56804 (фаза С) | ||
| Счетчик | Альфа А1800 (А1802RALQ-P4GB-DW-4), Зав. № 01192804, Кл.т. 0,2S/0,5, R=5000 имп./кВт(квар)-ч, № Гос.р. 31857-11 | ||
| 2 | ВЛ- 110 кВ Лхт-8 (W4G) | ТН | JDQXF-145ZHW, Ктн=110000/^3//100/^3; Кл.т. 0,2, № Гос.р. 40246-08 Зав. № GD8/120R1104 (фаза А) Зав. № GD8/120R1105 (фаза в) Зав. № GD8/120R1103 (фаза С) |
| ТТ | TAT, Ктт=500/1; Кл.т. 0,2S, № Гос.р. 29838-11 Зав. № GD8/P56801 (фаза А) Зав. № GD8/P56802 (фаза в) Зав. № GD8/P56803 (фаза С) | ||
| Счетчик | Альфа А1800 (А1802RALQ-P4GB-DW-4), Зав. № 01192801, Кл.т. 0,2S/0,5, R=5000 имп./кВт(квар>ч, № Гос.р. 31857-11 | ||
| 3 | ф. 94-306/1306 ячейка 306 | ТН | GBE12-40,5 (MT12-40,5) Кта=10000^3//100^3; Кл.т. 0,5; № Гос.р. 35057-07 Зав. № 08/30530757 (ф. А) Зав. № 08/30530756 (ф. в) Зав. № 08/30530752 (ф. с) |
| ТТ | KSOH (4MC7), Ктт=300/1; Кл.т. 0,5S, № Гос.р.35056-07 Зав. № 08/30532396 (фаза А) Зав. № 08/30532391 (фаза В) Зав. № 08/30532213 (фаза с) | ||
| Счетчик | Альфа А1800 (А1805RALQ-P4GB-DW-4), Зав. № 01194184, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт(квар)-ч, № Гос.р. 31857-11 |
Таблица 5 - Документация и ПО, поставляемые в комплекте с АИИС КУЭ.
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации | Количество, шт. |
| Программный пакет «Пирамида 2000. Розничный рынок». Версия 3 | 1(один) экземпляр |
| Программное обеспечение электросчетчиков Альфа А1800 | 1(один) экземпляр |
| Формуляр (4441.425290.192. ФО) | 1(один) экземпляр |
| Методика поверки (4441.425290.192. МП) | 1(один) экземпляр |
| Инструкция по эксплуатации КТС 4441.425290.192.ИЭ; Руководство пользователя 4441.425290.192.И3 | 1(один) экземпляр |
осуществляется по документу 4441.425290.192. МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ № 94 «Стенд». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа Альфа А1800 по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2011 г;
- средства поверки устройства сбора и передачи данных RTU-325L в соответствии с методикой поверки «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки» ДЯИМ.466453.005 МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в мае 2008 г;
- радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1мкс, № Госреестра 27008-04.
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ № 94 «Стенд» 4441.425290.192.М1.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ № 94 «Стенд»
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ Р 52323-05 (МЭК 62053-22:2003) «Национальный стандарт Российской Федерации. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
4. ГОСТ Р 52425-05 (МЭК 62053-23:2003) «Национальный стандарт Российской Федерации. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статистические счетчики реактивной энергии».
5. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
6. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
при осуществлении торговли и товарообменных операций.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 19.11.2024 |
