| Номер в госреестре | 64462-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег" |
| Изготовитель | ООО "Современные Энергетические Технологии" (СЭТ), г.Ставрополь |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег" предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический и по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т. п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- измерение времени.
АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:
- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);
- 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя:
- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
- трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
- счётчики электроэнергии.
ИВКЭ включают в себя:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД). В качестве УСПД используется устройство сбора и передачи данных RTU-325 (Госреестр № 37288-08);
- GPS-приемник.
ИВК включает в себя:
- автоматизированное рабочее место (АРМ),
Лист № 2 Всего листов 8
- сервер сбора данных баз данных, выполненный на основе промышленного компьютера и работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10),
Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети (0,02 с) из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.
Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC.
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
- обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- передачу результатов измерений в ИВК.
В ИВК осуществляется:
- сбор данных с уровня ИВКЭ;
- хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе
данных;
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
- передачу результатов измерений сторонним субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности.
АИИС КУЭ выполняет функцию измерения времени в шкале UTC. Данная функция осуществляется следующим образом. УСПД осуществляет прием и обработку сигналов системы GPS и осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой UTC. УСПД передает собственную шкалу времени на уровень ИИК ТИ. При каждом опросе счетчика УСПД вычисляет поправку времени часов счетчика. И если поправка превышает величину ± 2 c, УСПД формирует команду на синхронизацию счетчика.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
1. Каналы связи между ИИК и ИВКЭ.
Данные со счетчиков электроэнергии по интерфейсу RS-485 (среда - медная экранированная «витая пара») поступают через преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet в УСПД RTU-325.
2. Каналы связи между ИВКЭ и ИВК.
Результаты измерений, техническая и служебная информации передаются на уровень ИВК в режимах автоматической передачи данных или выполнения запроса «по требованию».
Связь между ИВКЭ и ИВК организована по двум каналам связи, разделенным на физическом уровне:
- в качестве основного канала связи используется сеть Интернет с использованием
волоконно оптической линии связи (ВОЛС),
- в качестве резервного канала связи используется спутниковая связь
Передача информации другим субъектам оптового рынка электроэнергии осуществляется с уровня ИВК.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы
(ИК).
Перечень измерительных каналов и измерительных компонентов (средств измерений) в составе ИИК ТИ приведен в таблице 1.
| № ИК | Наименование ИК | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | Счетчики | ||||||||
| Тип | № ГРСИ | К. тр. | Кл.т. | Тип | № ГРСИ | К. тр. | Кл.т. | Тип, модификация | №ГРСИ | Кл. т. акт./реакт. | ||
| 1 | ПС 110/10 кВ "Берег", В-110-1Т | ТБМО- 110 УХЛ1 | 23256-05 | 600/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1 | 24218-08 | 110000V3/ 100 V3 | 0,2 | Альфа А1800, A1802RAL- P4GB-DW-4 | 31857-11 | 0,2S/0,5 |
| 2 | ПС 110/10 кВ "Берег", В-110-2Т | ТБМО- 110 УХЛ1 | 23256-05 | 600/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1 | 24218-08 | 110000V3/ 100 V3 | 0,2 | Альфа А1800, A1802RAL- P4GB-DW-4 | 31857-11 | 0,2S/0,5 |
| 3 | ПС 110/10 кВ "Берег", СВ-110 | ТБМО- 110 УХЛ1 | 23256-05 | 600/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1 | 24218-08 | 110000V3/ 100 V3 | 0,2 | Альфа А1800, A1802RAL- P4GB-DW-4 | 31857-11 | 0,2S/0,5 |
| 4 | ПС 110/10 кВ "Берег", РП-110 | ТБМО- 110 УХЛ1 | 23256-05 | 600/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1 | 24218-08 | 110000V3/ 100 V3 | 0,2 | Альфа А1800, A1802RAL- P4GB-DW-4 | 31857-11 | 0,2S/0,5 |
Программное обеспечение АИИС КУЭ «АльфаЦЕНТР» выполняет следующие функции:
- осуществляет обработку, организацию учета и хранение результатов измерений электрической энергии, а также их отображение и передачу в автоматическом режиме в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии на сервере ИВК;
- осуществляет отображение, хранение и вывод на печать результатов измерений и журналов событий на АРМ.
Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 12.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Г раницы допускаемой относительной основной погрешности измерений активной электрической энергии (5Wc,A), при доверительной вероятности Р=0,951 | приведены в таблице 3 |
| Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной (5wa) и реактивной (5-даР) электрической энергии, при доверительной вероятности Р=0,951 в рабочих условиях применения | приведены в таблице 3 |
| Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, с | ±5 |
| Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое |
| Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных | автоматическое |
| Г лубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет | 3,5 |
| Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ | автоматическое |
| Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: | |
| - температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С | от +0 до +40 |
| - температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С | от -40 до +40 |
| - частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - напряжение сети питания, В | от 198 до 242 |
| - индукция внешнего магнитного поля, мТл | не более 0,05 |
| Допускаемые значения информативных параметров: | |
| - ток, % От 1ном | от 2 до 120 |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - коэффициент мощности cos j | 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
| - коэффициент реактивной мощности, sin j | 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
Таблица 3. Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (5woA) электрической энергии, границы допускаемой погрешности ИК при измерении активной (5w ) и реактивной (5w ) электрической энергии в рабочих условиях применения_
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | ИК № 1, 2, 3, 4 | ||
| 5woA, % | 5wA, % | 5wP, % | ||
| 2 | 0,5 | ±1,8 | ±2,0 | ±2,1 |
| 2 | 0,8 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,3 |
| 2 | 0,865 | ±1,1 | ±1,3 | ±2,5 |
| 2 | 1 | ±0,9 | ±1,2 | - |
| 5 | 0,5 | ±1,3 | ±1,4 | ±1,9 |
| 5 | 0,8 | ±0,9 | ±1,1 | ±2,1 |
| 5 | 0,865 | ±0,8 | ±1,1 | ±2,1 |
| 5 | 1 | ±0,6 | ±0,8 | - |
| 20 | 0,5 | ±0,9 | ±1,2 | ±1,7 |
| 20 | 0,8 | ±0,6 | ±1,0 | ±1,8 |
| 20 | 0,865 | ±0,6 | ±0,9 | ±1,8 |
| 20 | 1 | ±0,5 | ±0,7 | - |
| 100, 120 | 0,5 | ±0,9 | ±1,2 | ±1,7 |
| 100, 120 | 0,8 | ±0,6 | ±1,0 | ±1,8 |
| 100, 120 | 0,865 | ±0,6 | ±0,9 | ±1,8 |
| 100, 120 | 1 | ±0,5 | ±0,7 | - |
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег".
Комплектность АИИС представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС
| Наименование | Тип, модификация, обозначение | Количес тво, шт. |
| Трансформаторы тока | ТБМО-110 УХЛ1 | 12 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Счетчики | Альфа А1800 | 4 |
| УСПД | RTU-325 | 1 |
| ИВК | АльфаЦЕНТР | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег". Формуляр | ТР-33/14-053-039-АКУ.ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег". Методика поверки | 070-30007-2016-МП | 1 |
осуществляется в соответствии с документом 070-30007-2016-МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег". Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» в апреле 2016 г.
Перечень основных средств (эталонов) поверки:
- государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 по методике поверки ДЯИМ.411152.018МП;
- устройства сбора и передачи данных RTU-325 по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП;
- комплекса измерительно-вычислительного АльфаЦЕНТР по методике поверки ДЯИМ.466.453.007МП.
Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком:
- миллитесламетр портативный ТП2-2У (Госреестр № 16373-08);
- мультиметр АРРА-109 (Госреестр № 20085-11);
- клещи токовые АТК-2001 (Г осреестр № 43841-10);
- измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Госреестр № 23070-05);
- термометр технический типа ТТ (Госреестр СИ №276-89) с диапазоном измерений от -35 °С до +50 °С, пределом допускаемой погрешности измерения температуры ±1 °C.
Знак поверки наноситься на свидетельство о поверке в виде наклейки.
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег". Свидетельство об аттестации методики измерений № 276-01.00249-2016 от «11» апреля 2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег"
1. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
