Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Артем"
| Номер в ГРСИ РФ: | 50204-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Экситон-Стандарт", г.Нижний Новгород |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ ┌Артем√ (далее по тексту ╞ АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроляпотребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО ┌АТС√, ОАО ┌СО ЕЭС√ и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 50204-12 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Артем" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 46922 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 429 п. 26 от 20.06.2012 |
Производитель / Заявитель
ООО "Экситон-Стандарт", г.Нижний Новгород
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1270/446-2012 |
| 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 | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 50204-12: Описание типа СИ | Скачать | 569.4 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Артем» (далее по тексту - АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления
электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10) и ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» состоят из трех уровней:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах ПС 330 кВ «Артем».
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325H (Госреестр № 44626-10), устройство синхронизации системного времени (УССВ), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора ИВКЭ.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из коммуникационного сервера опроса и сервера базы данных (БД) ЦСОД (центр сбора и обработки данных) ОАО «ФСК ЕЭС», и сервера ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга, устройства синхронизации времени, АРМ пользователей, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации.
Связь УСПД уровня ИВКЭ ПС 330 кВ «Артем» с ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» реализуется автоматически с помощью единой технологической сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ), организованной на базе волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) и системы спутниковой связи.
Для работы с системой на уровне подстанции (ПС) предусматривается организация АРМ оператора ИВК. АРМ оператора ИВК филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10). АРМ по ЛВС предприятия связано с сервером для этого в настройках ПО «АльфаЦЕНТР» указывается IP-адрес сервера.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) 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 базах данных серверов ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не менее 3,5 лет, отвечающих требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники 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 календарного времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий АИИС КУЭ.
Принцип действия:
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. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии. УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД уровня ИВКЭ осуществляется:
- по интерфейсу RS-485 (счетчик - УСПД);
- по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в оптический сигнал (счетчик - медиаконвертер - ВОЛС - медиаконвертер - УСПД уровня ИВКЭ).
В УСПД уровня ИВКЭ осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и автоматическая передача накопленных данных на уровень ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга, а также отображение информации по подключенным к УСПД уровня ИВКЭ устройствам.
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью ЕТССЭ, организованной на базе ВОЛС. По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп».
На сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга происходит автоматическая репликация данных по сетям ЕТССЭ.
Передача данных с уровня ИВКЭ на уровень ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга либо (ИВК АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва) осуществляется по двум основным, резервному и технологическому каналам:
- основной канал передачи информации (первый) - в формате Ethernet
с последующим преобразованием в формат канала ВОЛС (УСПД уровня ИВКЭ - коммутатор -оборудование связи - ВОЛС - сервер БД уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва);
- основной канал передачи информации (второй) - в формате Ethernet
с последующим преобразованием в формат канала ВОЛС (УСПД уровня ИВКЭ - коммутатор -оборудование связи - ВОЛС - сервер БД ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Юга);
- резервный канал передачи информации - посредством аппаратуры спутниковой
связи на базе VSAT-технологии SkyEdgTM (УСПД уровня ИВКЭ - коммутатор - оборудование связи - аппаратура спутниковой связи - сервер БД уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва);
- технологический канал передачи информации: в формате RS-232 (УСПД
уровня ИВКЭ - GSM модем - GSM модем - сервер БД уровня ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга).
Данные с УСПД могут быть получены на АРМ пользователей по сети Ethernet.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Для выдачи информации об энергопотреблении в ОАО «АТС» предусмотрен временной регламент, описывающий периодичность выдачи информации и объем передаваемых данных. Данные могут передаваться в формате XML-файла. Службы филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга и ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва, ответственные за работу на оптовом рынке электрической энергии, заверяют файл с данными электронно-цифровой подписью (ЭЦП), после чего он поступает в ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе GARMIN GPS35-HVS, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS).
Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.
Время УСПД уровня ИВКЭ синхронизировано со временем устройства синхронизации системного времени, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. УСПД уровня ИВКЭ осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД, выполняется не реже чем 1 раз в 30 мин при сеансе связи УСПД со счетчиками. Корректировка времени счетчиков осуществляется УСПД автоматически при обнаружении рассогласования времени УСПД и счетчиков более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО УСПД RTU-325H, ПО «АльфаЦЕНТР» производства ООО «ЭльстерМетроника» г. Москва, ПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) производства ЗАО «НПФ Прорыв» Московская обл., ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
УСПД RTU-325H структура архивов |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Версия 2.07 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
9b6c26529eb8215679f5abeca4be3b60 |
|
Другие идентификационные данные |
DB_ V207.UPD |
Таблица 1.2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
УСПД RTU-325H Системное ПО |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Версия 2.24 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
2516b7e7013d032d0ca8927f3e4bf2ab |
|
Другие идентификационные данные |
SYSTEM V224.UPD |
Таблица 1.3
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
УСПД RTU-325H Прикладное ПО |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Версия 2.12 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
465359a8281bbf87435be94dab706d1f |
|
Другие идентификационные данные |
rtu325_ v212Ksp2 |
Таблица 1.4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Альфа-Центр» AC РЕ Программа -планировщик |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Версия 11 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
76372807044089a65cd080903d75da1c |
|
Другие идентификационные данные |
Amrserver.exe |
Таблица 1.5
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Альфа-Центр» АС_РЕ Драйвер ручного опроса |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Версия 11 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
8122ca2065c954f4313 e06d796216da8 |
|
Другие идентификационные данные |
Amrc.exe |
Таблица 1.6
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Альфа-Центр» АС_РЕ Драйвер автоматического опроса |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Версия 11 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
f4d2febf06052361ef61b6da5d93d1b7 |
|
Другие идентификационные данные |
Amra.exe |
Таблица 1.7
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Альфа-Центр» АС_РЕ Драйвер работы с БД |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Версия 11 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
bedb2ca99aa2eb25888199230253af51 7 |
|
Другие идентификационные данные |
Cdbora2.dll |
Таблица 1.8
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Альфа-Центр» АС_РЕ Библиотека шифрования |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Версия 11 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
044f3f77946cfb6cbdeffaa23922367f |
|
Другие идентификационные данные |
encryptdll.dll |
Таблица 1.9
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Альфа-Центр» АС_РЕ Библиотека сообщений |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Версия 11 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
503494bf35a0aece8c5c8579a5e0103a |
|
Другие идентификационные данные |
alphamess.dll |
Специализированное программное обеспечение (СПО), установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10), ПО «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10), не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем».
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК (1-2 уровень) АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.
Таблица 2
|
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав ИИК АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» (1-2 уровень) |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 330 кВ «Артем», ВЛ 110 кВ Артем -Шамхал Тяговая |
ТВГ-110 кл. т 0,5S Ктт = 1000/1 Зав. № А2536-9; А2553-9; А2803-9 Г осреестр № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 4837; 4833; 4839; 4841; 4838; 4835 Г осреестр № 24218-08 |
А1805КАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01224859 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325Н Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10 |
активная реактивная |
|
2 |
ПС 330 кВ «Артем», ВЛ 110 кВ Артем -Шамхал |
ТВГ-110 кл. т 0,5S Ктт = 1000/1 Зав. № А2703-9; А2704-9; А2705-9 Г осреестр № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) Зав. № 4837; 4833; 4839; 4841; 4838; 4835 Г осреестр № 24218-08 |
А1805КАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01224861 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325Н Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
3 |
ПС 330 кВ «Артем», ВЛ 110 кВ Артем -Чирюрт I цепь |
ТВГ-110 кл. т 0,5S Ктт = 1000/1 Зав. № А2670-9; А2671-9; А2555-9 Г осреестр № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 4837; 4833; 4839; 4841; 4838; 4835 Г осреестр № 24218-08 |
А1805КАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01224867 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325Н Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10 |
активная реактивная |
|
4 |
ПС 330 кВ «Артем», ВЛ 110 кВ Артем -Чирюрт II цепь |
ТВГ-110 кл. т 0,5S Ктт = 1000/1 Зав. № А2652-9; А2653-9; А2654-9 Г осреестр № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 4837; 4833; 4839; 4841; 4838; 4835 Г осреестр № 24218-08 |
А1805КАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01224868 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325Н Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10 |
активная реактивная |
|
5 |
ПС 330 кВ «Артем» ВЛ 110 кВ Компас (W2G) |
ТВГ-110 кл. т 0,5S Ктт = 1000/1 Зав. № А2842-9; А2841-9; А2840-9 Г осреестр № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 4837; 4833; 4839; 4841; 4838; 4835 Г осреестр № 24218-08 |
А1805КАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01224864 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325Н Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10 |
активная реактивная |
|
6 |
ПС 330 кВ «Артем» ВЛ 110 кВ Буйнакск (W1G) |
ТВГ-110 кл. т 0,5 S Ктт = 1000/1 Зав. № А2799-9; А2797-9; А2798-9 Г осреестр № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 4837; 4833; 4839; 4841; 4838; 4835 Г осреестр № 24218-08 |
А1805КАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01224863 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325Н Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10 |
активная реактивная |
|
7 |
ПС 330 кВ «Артем» ВЛ 10 кВ (W1K) |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 2351810; 23514-10; 23492-10 Г осреестр № 32139-06 |
НОЛ-СЭЩ-6(10) кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 2441-10; 2442-10; 2443-10 Г осреестр № 35955-07 |
А1805ЯАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01224876 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325Н Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
8 |
ПС 330 кВ «Артем» ВЛ 10 кВ (W2K) |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 2352810; 23487-10; 23488-10 Г осреестр № 32139-06 |
НОЛ-СЭЩ-6(10) кл. т 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 2473-10; 2474-10; 2475-10 Г осреестр № 35955-07 |
А1805КАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01224873 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325H Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10 |
активная реактивная |
|
9 |
ПС 330 кВ «Артем» Ввод 0,4 кВ ТСН (TN2) |
ТС кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 47033; 47030; 47032 Г осреестр № 26100-03 |
- |
А1805КЪ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01224887 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325H Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10 |
активная реактивная |
|
10 |
ПС 330 кВ «Артем» Хознужды 0,4 кВ |
ТС кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 24029; 24031; 24034 Г осреестр № 26100-03 |
- |
А1805КЪ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01224886 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325H Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10 |
активная реактивная |
|
11 |
ПС 330 кВ «Артем» Ввод 0,4 кВ ТСН (TN1) |
ТС кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 24038; 24037; 24036 Г осреестр № 26100-03 |
- |
А1805КЪ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01224885 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325H Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10 |
активная реактивная |
Таблица 3
|
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК (активная электрическая энергия) | |||
|
51(2)%, 11(2) — I изм < I 5 % |
5 5 %, I5 % — I изм< I 20 % |
5 20 %, I 20 % — I изм < I 100 % |
5 100 %, I100 % — I изм — I 120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 6 |
1,0 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±3,0 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчики 0,5S) |
0,7 |
±3,5 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 |
|
0,5 |
±5,0 |
±3,3 |
±2,5 |
±2,5 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 - 8 |
1,0 |
±2,4 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,9 |
±2,6 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,8 |
±3,0 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчики 0,5S) |
0,7 |
±3,5 |
±2,5 |
±2,1 |
±2,1 |
|
0,5 |
±5,1 |
±3,4 |
±2,7 |
±2,7 | |
|
9 - 11 |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
0,8 |
- |
±3,1 |
±2,0 |
±1,7 | |
|
(ТТ 0,5; Счетчики 0,5S) |
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,3 |
±1,9 |
|
0,5 |
- |
±5,6 |
±3,1 |
±2,4 | |
|
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК (реактивная электрическая энергия) | |||
|
51(2)%, 11(2) — I изм < I 5 % |
5 5 %, I5 % — I изм< I 20 % |
5 20 %, I 20 % — I изм < I 100 % |
5 100 %, I100 % — I изм — I 120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 6 |
0,9 |
±8,2 |
±4,7 |
±3,1 |
±2,9 |
|
0,8 |
±5,6 |
±3,4 |
±2,3 |
±2,2 | |
|
(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчики 1,0) |
0,7 |
±4,9 |
±3,0 |
±2,1 |
±2,1 |
|
0,5 |
±4,0 |
±2,6 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
7 - 8 |
0,9 |
±8,3 |
±4,9 |
±3,4 |
±3,2 |
|
0,8 |
±5,7 |
±3,5 |
±2,5 |
±2,4 | |
|
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,7 |
±4,9 |
±3,1 |
±2,2 |
±2,2 |
|
0,5 |
±4,0 |
±2,6 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
9 - 11 |
0,9 |
- |
±7,5 |
±3,9 |
±2,8 |
|
0,8 |
- |
±4,9 |
±2,7 |
±2,2 | |
|
(ТТ 0,5; Счетчики 1,0) |
0,7 |
- |
±4,2 |
±2,4 |
±2,0 |
|
0,5 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,8 | |
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф<1,0 нормируется от I2%.
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы соответствующие вероятности 0,95.
3. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
4. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
5. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-ином;
- сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
6. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,
- сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК 1-8 и от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для
ИИК 9-11.
- температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 ° С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
8. 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.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УССВ - GARMIN GPS35-HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- УСПД RTU-325H - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 24 часа;
- для УСПД Тв < 24 часа;
- для сервера 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, УССВ, 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, сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии и Альфа А1800- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количеств о |
|
Трансформатор тока |
ТВГ-110 |
18 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТС |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформатор тока |
НОЛ-СЭЩ-6(10) |
6 |
|
Электросчетчик |
Альфа A1800 |
11 |
|
Шкаф УСПД |
ИБП UPS 1000; УСПД RTU-325H; сотовый модем стандарта GSM TC-65; конвертер MOXA ICF-1150-M-ST; коммутатор Ethernet 3СОМ 2808 |
1 комплект |
|
Шкаф УССВ |
преобразователь интерфейса ADAM 4520 D2E; блок питания ADAM 4520 PWR-242 |
1 комплект |
|
Шкаф конвертора |
(конвертор MOXA ICF-1150-M-ST; блок питания конвертора TracoPower TLC 024-124) |
1 комплект |
|
Приемник сигналов GPS |
GARMIN GPS35-HVS |
1 шт. |
|
АРМ |
Intel PIV/3,0/1024Mb/ 320Gb/DVD-W/Win XP Pro/ MS Offise/TFT 19” |
1 шт. |
|
Программное обеспечение |
ПО «Альфа-Центр» AC_PE_3O |
1 комплект |
|
Программное обеспечение |
ПО «Альфа-Центр» Laptop ACL |
1 комплект |
|
Методика поверки |
МП 1270/446-2012 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
СТПА.411711.АО1.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1270/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Артем». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в апреле 2012 года.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счётчик Альфа A1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДИЯМ.466215.005 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 году;
- оборудование для поверки ИВК в соответствии с методикой поверки ИВК «Альфа-Центр» (ДЯИМ.466453.006МП), утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами «МИР РЧ-01»;
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Артем». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений 007/01.00316-2012/2012 от 25.05.2012
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
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 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Смотрите также
