Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ "ПС 500 кВ Пенза-2" с Изменением № 1
Номер в ГРСИ РФ: | 45876-11 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "НЭС", с.Супонево |
45876-11: Описание типа СИ | Скачать | 90.2 КБ |
Для измерений активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, измерений времени и интервалов времени. Результаты измерений АИИС КУЭ могут быть использованы для коммерческих расчётов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 45876-11 |
Наименование | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ "ПС 500 кВ Пенза-2" с Изменением № 1 |
Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2011 |
Страна-производитель | Россия |
Примечание | Взамен № 45876-10 |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ Пензенского ЦСМ |
Адрес центра | 440028, г.Пенза, ул.Комсомольская, д.20 |
Руководитель центра | Катышкин Юрий Григорьевич |
Телефон | (8*841*2) 62-02-63 |
Факс | 49-82-63 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 44331 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | Приказ 6290 от 31.10.11 п.67 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "НЭС", с.Супонево
Россия
241520, Брянская обл., Брянский район, ул.Фрунзе, 32А, Тел. (4832) 92-13-89, 92-13-49, Факс 92-25-11, E-mail: office@nes.032.ru
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 45876-11 |
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 | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
45876-11: Описание типа СИ | Скачать | 90.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Настоящее описание типа системы информационно-измерительной автоматизированной коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ «ПС 500 кВ Пенза-2» с Изменением № 1 (далее АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы информационно-измерительной автоматизированной коммерческого учета электроэнергии -АИИС КУЭ «ПС 500 кВ Пенза-2», свидетельство об утверждении типа RU.E.34.O33.A № 41538, регистрационный № 45876-10, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 19, 20.
АИИС КУЭ предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, измерений времени и интервалов времени. Результаты измерений АИИС КУЭ могут быть использованы для коммерческих расчётов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из следующих уровней:
1) Уровень измерительно-информационного комплекса (ИИК), выполняющий функцию автоматического проведения измерений в точке измерений и включающий в себя:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ);
- многофункциональные счетчики электрической энергии.
2) Уровень устройства сбора и передачи данных (УСПД) подстанции, выполняющий функции консолидации информации по подстанции и включающий в себя:
- устройство сбора и передачи данных, обеспечивающее интерфейс доступа к уровню ИИК;
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
Автоматизированный сбор и хранение результатов измерений со второго уровня, функция подготовки и передачи отчетных документов пользователям обеспечивается информационно-вычислительным комплексом (ИВК) МЭС Волги.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях АИИС КУЭ и выполняет законченную функцию измерений текущего времени, осуществляет привязку к координированному времени UTC, обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- измерения приращений активной и реактивной электрической энергии на заданных интервалах времени;
- измерения средних значений активной и реактивной электрической мощности на заданных интервалах времени;
- ведение системы обеспечения единого времени.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
Результаты измерений счетчиками активной и реактивной электроэнергии собираются УСПД, где производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции.
В компонентах АИИС КУЭ автоматически поддерживается единое время. Время в АИИС КУЭ постоянно синхронизируется с координированным временем UTC с помощью устройства синхронизации системного времени (УССВ) - GPS-приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования. Коррекция производится при отклонении времени устройства от единого времени АИИС КУЭ на ± 1 с и более. Значение времени часов счетчиков корректируется при каждом обмене данными с УСПД. Время в АИИС КУЭ соответствует текущему московскому времени.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД содержат значение коррекции и времени (дата, часы, минуты) ее выполнения.
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 электрической энергии и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов обеспечивается механической защитой от несанкционированного доступа и пломбированием: счетчика; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; УСПД.
Программное обеспечение
Функции программного обеспечения (метрологически незначимой части):
- периодический и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электроэнергии и средних значений электрической мощности с заданной дискретностью учета;
- хранение результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств измерений в базе данных;
- обеспечение безопасности хранения данных и программного обеспечения;
- обеспечение ежесуточного резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничения доступа к базам данных для различных групп пользователей и фиксация всех действий пользователей с базой данных;
- формирование отчетных документов в согласованном формате, в том числе в XML формате, установленном для информационного обмена между субъектами оптового рынка электроэнергии и передачи их по электронной почте;
- предоставление пользователям регламентированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений в виде визуальных, печатных и электронных форм;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- конфигурирование и настройка параметров функционирования технических средств и программного обеспечения;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
- обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
- автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню C по МИ 3286-2010 и обеспечивается:
- установкой пароля на счетчик;
- установкой пароля на сервер;
- защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование про граммного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Модуль управления системным временем RTU-325 |
adjust_time |
3.00 |
a9b6290cb27bd3d4b62e671436cc8fd7 |
md5 |
Расчетный модуль преобразования к именованным величинам RTU-325 |
calculate _ comm |
3.00 |
4cd52a4af147a1f12befa95f46bf311a |
md5 |
Модуль для расчета хэш-сумм MD5 RTU-325 |
md5 |
3.00 |
32bdf3539abadb35969af2ad3b82275d |
md5 |
Внешний модуль для расчета цифровых идентификаторов RTU-325 |
RTU325_ calc_ hash.7z |
3.00 |
5ff26ad82498efba1790dbab7dcca44a |
md5 |
Технические характеристики
Уровень подстанции реализован на базе УСПД RTU-325 (Госреестр № 19495-03).
Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ «ПС 500 кВ Пенза-2» и их метрологические характеристики
Канал измерений |
Состав измерительного канала |
Погрешность, % | |||||
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Вид |
Класс точности, Коэффициент трансформации, № в Госреестре СИ |
Фаза |
Обозначение |
Вид электрической энергии | |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
19 |
ПС 500 кВ Пенза-2 ОАО «Евротел» Панель №11 (I С.Ш.) |
ТТ |
КлТ=0,58 Ктт=30/5 15174-06 |
A |
ТОП-0,66 |
— активная прямая; — активная обратная; — реактивная прямая; — реактивная обратная |
О' 0' 0 к, к к, - - сд- - - сдсд -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II 00000.0.0.0 ■ ■■■■■■■ rtrtO.O.rtrtO.O — сл — сл — сл — сл |
B |
ТОП-0,66 | ||||||
C |
ТОП-0,66 | ||||||
Счет -чик |
КлТ=0,28/0,5 16666-07 |
EA02RAL-P4B- 4W | |||||
20 |
ПС 500 кВ Пенза-2 ОАО «Евротел» Панель №8а (II С.Ш.) |
ТТ |
КлТ=0,58 Ктт=30/5 15174-06 |
A |
ТОП-0,66 |
— активная прямая; — активная обратная; — реактивная прямая; — реактивная обратная |
-Q-Qjsjs-Q-Qjsjs ТЗТЗТЗТЗОООО II II II II II II II II н-н-н-н-н-н-н-н-ЬОЬО — — — ЬО — — 'Л 00 W 'Л О. О О w |
B |
ТОП-0,66 | ||||||
C |
ТОП-0,66 | ||||||
Счет -чик |
КлТ=0,28/0,5 16666-07 |
EA02RAL-P4B-4W |
В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:
51.а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 0,1-!ном для cosф = 0,8;
б2.а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 1ном для cosф = 0,8;
51.р.о - границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 0,1-!ном для simp = 0,6;
З2.р.о — границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 1ном для simp = 0,6;
51.а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1-Хном для cosф = 0,8;
З2.а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = Хном для cosф = 0,8;
61.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = ОД^ном для sinф = 0,6;
З2.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = Ком для sinф = 0,6;
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на подстанции порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени в счетчиках добавленных измерительных каналов ± 5 с.
Нормальные условия применения компонентов дополнительных измерительных каналов:
- температура окружающего воздуха, °С:
для ТТ от минус 40 до + 50;
для счетчиков от 21 до 25;
- допускаемое отклонение напряжения питающей сети переменного тока, % ± 1;
- допускаемое отклонение частоты питающей сети переменного тока, % ± 0,3;
- индукция внешнего магнитного поля (для счетчиков), мТл не более 0,05.
Рабочие условия применения компонентов добавленных измерительных каналов:
- температура окружающего воздуха, °С:
для ТТ от минус 30 до +40;
для счетчиков от минус 10 до +40;
- допускаемое отклонение напряжения питающей сети переменного тока, % ± 10;
- частота питающей сети, Гц от 49 до 51
- индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл от 0 до 0,5
Параметры надежности применяемых АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ: не менее 50 000 ч; среднее время восстановления работоспособности 48 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч.
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении электрического питания не менее 5 лет при 25 °С,
- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место нанесения - вверху, справа) эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект добавленных измерительных каналов АИИС КУЭ входят технические средства, представленные в таблице 3.
Таблица 3 - Технические средства добавленных измерительных каналов
№ |
Наименование |
Обозначение |
Кол-во |
1 |
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
6 |
2 |
Счётчик электрической энергии |
EA02RAL-P4B-4W |
2 |
Поверка
осуществляется по документу МП 45876-11 «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ «ПС 500 кВ Пенза-2» с Изменением № 1. Методика поверки», утверждённым руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 17.10.2011 г.
Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методах измерений
Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ «ПС 500 кВ Пенза-2». № ФР.1.34.2010.09059 в Федеральном информационном фонде.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.