Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 500 кВ Сибирская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 46460-10 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энсис Технологии", г.Москва |
| 46460-10: Описание типа СИ | Скачать | 459.1 КБ |
Для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, для коммерческого учета электроэнергии на ПС 500 кВ Сибирская ОАО "ФСК ЕЭС" по утвержденной методике выполнения измерений количества электрической энергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 46460-10 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 500 кВ Сибирская" |
| Технические условия на выпуск | тех.документация ООО |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2010 |
| Страна-производитель | Россия |
| Примечание | Взамен № 30584-05 |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ Ростест-Москва |
| Адрес центра | 117418, г.Москва, Нахимовский пр-т, 31 |
| Руководитель центра | Бас Виталий Николаевич |
| Телефон | (8*095) 332-67-77 |
| Факс | 124-99-96 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 42202 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 03д5 от 29.07.10 п.293 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энсис Технологии", г.Москва
Россия
111250, проезд завода "Серп и Молот", д.6. Тел. (495) 797-99-66, факс: 797-99-67, www.ensyst.ru
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП-970/446-2010 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 46460-10: Описание типа СИ | Скачать | 459.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 500 кВ Сибирская" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения информации по всем расчетным точкам учета и передачи ее в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК-ЕЭС» в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС состоит из измерительных каналов (далее ИК), включающих следующие средства измерений:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001;
- измерительные трансформаторы напряжения (TH) по ГОСТ 1983-2001;
- многофункциональные счетчики электрической энергии.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии; периодический (1 раз в сутки) и /или 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, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача в организации—участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера 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;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Принцип действия:
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 без учета 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, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят средства измерений, обеспечивающие измерение времени, также учитываются временные характеристики (задержки) линий связи, которые используются при синхронизации времени.
Синхронизация времени производится с помощью GPS-приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования, входящего в комплект УССВ, подключаемого к УСПД. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них - внутренние часы счетчиков, подключенных к УСПД. Уставка, при достижении которой происходит коррекция часов УСПД, составляет 1 с. Синхронизация внутренних часов счетчика с верхним уровнем АИИС КУЭ происходит при каждом обращении (каждый сеанс связи). ПО позволяет назначить время суток, в которое можно производить коррекцию времени. Рекомендуется для этой операции назначить время с 00:00 до 03:00 часов.
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.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сут.
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ с указанием наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, номера регистрации средств измерений в Государственном реестре средств измерений представлен в таблице 1.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав измерительных каналов
|
№ ИИК п/п |
Код НИ АТС |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
722030011205106 |
ВЛ-220 Сибирская-ГПП-2 |
ТВС-220-40 У2 кл.т 0,5 Ктг = 1000/5 Зав. № 97-1 Зав. № 96-1 Зав. № 97-2 Госреестр № 4273-74 |
НКФ-220 кл.т 0,5 Ктн = 220000/100 Зав. № 1125258 Зав. № 1125286 Зав. № 1125296 Госреестр № 26453-08 |
EA02RAL-B-4 кл. t0,2S/0,5 Зав. №01101242 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
2 |
722030011205101 |
ВЛ-220 Сибирская - Нижневартовская ГРЭС-1 |
TB-220/25 кл.т 0,5 Ктг = 1000/5 Зав. № 1757-1 Зав. № 1757-2 Зав. № 1757-3 Госреестр № 20644-05 |
НКФ-220 кл. т0,5 Ктн = 220000/100 Зав. № 1125258 Зав. № 1125286 Зав. № 1125296 Госреестр № 26453-08 |
EA02RAL-B-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01101245 Г осреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
3 |
722030011205102 |
ВЛ-220 Сибирская - Нижневартовская ГРЭС-3 |
ТФНД-220-FV кл. т 0,5 Ктт= 1000/5 Зав. № 5407 Зав. № 5357 Зав. № Госреестр № 26006-03 |
НКФ-220 кл. т 0,5 Ктн = 220000/100 Зав. № 1125258 Зав. № 1125286 Зав. № 1125296 Г осреестр № 26453-08 |
EA02RAL-B-4 кл. т 0,25/0,5 Зав. №01101221 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
4 |
722030011205201 |
ВЛ-220 Сибирская - Нижневартовская ГРЭС-4 |
ТФНД-220-I кл. т 0,5 Ктт= 1200/5 Зав. № 6485 Зав. № 5734 Зав. № Госреестр № 26006-03 |
НКФ-220 кл. т 0,5 Ктн = 220000/100 Зав. № 1125292 Зав. № 1125256 Зав. № 1125291 Г осреестр № 26453-08 |
EA02RAL-B-4 кл. t0,2S/0,5 Зав. №01101237 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
5 |
722030011103103 |
ВЛ-500 Нижневартовская ГРЭС-Сибирская В-2 |
ТФЗМ-500 Б1 У1 кл.т 0,5 Ктг= 1000/1 Зав. №2772/2793 Зав. №2761/2811 Зав. № 2762/2796 Госреестр №6541-78 |
НКФ-500-78 У1 кл. т 1,0 Ктн = 500000/100 Зав. № 2406 Зав. № 2438 Зав. № 2830 Госреестр № 26454-08 |
EA02RAL-B-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01101011 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
6 |
722030011103101 |
ВЛ-500 Сургутская ГРЭС-2 -Сибирская |
ТФЗМ-500 Ы У1/ТФНКД-500-П кл. т0,5 Ктг = 2000/1 Зав. №2958/1623 Зав. №2808/1616 Зав. № 1424/1633 Госреестр № 6541-78 |
НКФ-500-78 У1 кл. т 1,0 Ктн = 500000/100 Зав. № 2822 Зав. №3154 Зав. № 1096065 Госреестр № 26454-08 |
EA02RAL-B-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01101012 Г осреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 1 - Состав измерительных каналов
|
7 |
722030011313102 |
КЛ-10 кВ Сибирская-Восток-1 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № н/д Зав. № н/д Зав. № Госреестр№ 1856-63 |
нтми-ю кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3383 Зав. № 3383 Зав. № 3383 Г осреестр № 831 -69 |
EA02RAL-B-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01101097 Г осреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
8 |
722030011313202 |
КЛ-10 кВ Сибирская-Восток-2 |
ТВЛМ-10 кл. т0,5 Ктт = 300/5 Зав. № н/д Зав. № н/д Зав. № Госреестр№ 1856-63 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 5283 Зав. № 5283 Зав. № 5283 Госреестр № 831 -69 |
EA02RAL-B-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01101046 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
9 |
722030011205901 |
ПС Сибирская OB-220 кВ |
ТФНД-220-IV кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Зав. № 3988 Зав. № н/д Зав. № 3993 Г осреестр № 26006-03 |
НКФ-220 кл. т 0,5 Ктн = 220000/100 Зав. № 1125258 Зав. № 1125286 Зав. № 1125296 Г осреестр № 26453-08 |
EA02RAL-B-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01101192 Г осреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
10 |
• |
КЛ-10 КТПН-2 |
EA02RAL-B-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01101065 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
Таблица 2 - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ_____________
|
Номер ИИК |
COS(p |
51(2)%, 1ц2)< 1юм< |
§5 %, I5 %< I изм< 120 % |
§20 %, I 20 I изм<* I 100 % |
§100%, 1100 I ИЗМ< 1120 % |
|
1 -4,7-9 (ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0.2S) |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
5-6 (ТТ 0,5; TH 1; Сч 0,2S) |
1,0 |
- |
±2,1 |
±1,5 |
±1,4 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,9 |
±2,5 |
±2,2 | |
|
0,5 |
- |
±5,9 |
±3,7 |
±3,1 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)
Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ______________
|
Номер ИИК |
costp |
51(2)%, 11(2)— ]изм< 1$% |
5s %, I5 %< I изм< 120 % |
5го %, I 20 I ИЗМ< I НИ) % |
5км) %, I](X)%< I идм< I 120% |
|
1 - 4, 7 - 9 (ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,5) |
0,9 |
- |
±7,1 |
±3,9 |
±2,9 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,5 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,1 |
±1,7 | |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,6 |
±1,3 | |
|
5-6 (ТТ 0,5; TH 1,0; Сч 0.5) |
0,9 |
- |
±7,6 |
±4,7 |
±4,0 |
|
0,8 |
- |
±4,8 |
±3,0 |
±2,6 | |
|
0,7 |
- |
±4,0 |
±2,6 |
±2,2 | |
|
0,5 |
- |
±2,9 |
±2,0 |
±1,8 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)-Uhom, ток (1 + 1,2)-1ном, cos<p=0,9 инд;
• температура окружающей среды (20+5) °C.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети (0,9...1,1)-Uhom, сила тока (0,01 ...1,2)-1ном;
• температура окружающей среды:
- счетчики электроэнергии «ЕвроАлъфа» от минус 40 ЯС до плюс 70 °C;
- УСПД от плюс 5 до плюс 35 °C;
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии, по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7. Информационно-измерительный канал № 10 не нормируется в связи с отсутствием информации о трансформаторах тока и трансформаторах напряжения.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для УСПД Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - до 5 лет при температуре 25 °C;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 500 кВ Сибирская». Методика поверки». МП-970/446-2010 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в ноябре 2010 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик "ЕвроАЛЬФА" - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки».
- УСПД RTU-325 - в соответствии с документом ДЯИМ.466453.005 МП утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС».
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений - 40.. .+60°С, цена деления 1°С.
Межповерочный интервал - 4 года.
СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ
Измерения производятся в соответствии с документом: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ -"ПС 500 кВ Сибирская"».
Нормативные документы
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. ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S.
7. ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
8. МИ 2999-2006 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
Смотрите также
