| Номер в госреестре | 56398-14 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) РТП № 210 "Бриз" |
| Изготовитель | ООО "ГорЭнергоПроект", г.С.-Петербург |
| Год регистрации | 2014 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) РТП № 210 «Бриз» (в дальнейшем - АИИС КУЭ РТП № 210 «Бриз») предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
АИИС КУЭ РТП № 210 «Бриз» представляет собой информационно-измерительную 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 (ИВКЭ) 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 третий уровень.
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 РТП № 210 «Бриз» 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 фиксируются 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 РТП № 210 «Бриз» 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 РТП № 210 «Бриз» имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция часов сервера производится не реже одного раза в час, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени УСВ-2, подключенного к серверу. Коррекция часов УСПД производится не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от сервера.
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 РТП № 210 «Бриз» 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 РТП № 210 «Бриз», 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.
Программное обеспечение «Пирамида 2000. Розничный рынок» (далее - ПО) 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 обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ РТП № 210 «Бриз», 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 | 10 |
| Первичные номинальные токи, кА | 0,8 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек учета, шт. | 2 |
| 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, Зэ, %.
| № ИК | Состав ИИК | ^sj/ sinj | Зэ 1(2)%I 11(2) %<1<15 % | Зэ 5%I I5 %—I<I20 % | Зэ 20%I I20 %—I—I120 % | |
| ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 At=10 °C | 1 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ||
| Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) | 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,1 | ||
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,3 | |||
| 1, 2 | 0,5 | ±5,4 | ±3,0 | ±2,2 | ||
| Счетчик класс | 0,9/0,4 | ±6,4 | ±3,6 | ±2,7 | ||
| точности 0,5 | 0,8/0,6 | ±4,5 | ±2,6 | ±2,0 | ||
| (реактивная энергия) | 0,5/0,9 | ±2,7 | ±1,8 | ±1,4 | ||
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка часов (dp), 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):
d = ±,
р 1
d2 э +
, где
1000PT
v ср
8р - 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:
d ркорр =——--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 СИКОН-С70 (зав. № 05646), Госреестр № 28822-05;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 (зав. № 2088), Госреестр №41681-10;
- 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 | НАМИТ-10-2 Ктн=10000/100; Кл.т. 0,5; № Гос.р. 16687-07 Зав. № 0348 |
| ТТ | ТОЛ-10-1, Ктт=800/5; Кл.т. 0,5S, № Гос.р. 15128-07 Зав. № 50779 (фаза А) Зав. № 50780 (фаза В) Зав. № 50781 (фаза С) | ||
| Счетчик | КИПП-2М, Зав. № 100658, Кл.т. 0,2S/0,5, !ном = 5 А, № Гос.р. 41436-09 | ||
НАМИТ-10-2 Ктн=10000/100; Кл.т. 0,5; № Гос.р. 16687-07 Зав. № 0347
ТН
о
2
ТТ
Л
В
ТОЛ-10-1, Ктт=800/5; Кл.т. 0,5S, № Гос.р. 15128-07 Зав. № 52801 (фаза А)
Зав. № 52802 (фаза в)
Зав. № 52803 (фаза с)_
КИПП-2М, Зав. № 100636, Кл.т. 0,2S/0,5, 1ном = 5 А, № Гос.р. 41436-09_
Счетчик
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 (4441.425290.190. ФО) | 1(один) экземпляр |
| Методика поверки (4441.425290.190. МП) | 1(один) экземпляр |
| Инструкция по эксплуатации КТС 4441.425290.190.ИЭ; Руководство пользователя 4441.425290.190.И3 | 1(один) экземпляр |
осуществляется по документу МП 56398-14 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) РТП № 210 «Бриз». Методика поверки» 4441.425290.190. МП, 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 КИПП-2М по документу «Счетчики электронные многофункциональные «КИПП-2М». Методика поверки» ТЛАС.411152.001ПМ, утвержденному ФГУП «ВНИИМ им Д.И.Менделеева» в июле 2009г;
- средства поверки контроллеров СИКОН-С70 в соответствии с методикой поверки «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки» ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2005 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) РТП № 210 «Бриз» 4441.425290.190.М1.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) РТП № 210 «Бриз»
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.
