Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПС 110/10 кВ № 99 "Автозаводская
| Номер в ГРСИ РФ: | 54363-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ГорЭнергоПроект", г.С.-Петербург |
| 54363-13: Описание типа СИ | Скачать | 108.3 КБ |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 54363-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПС 110/10 кВ № 99 "Автозаводская |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 849 п. 88 от 29.07.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "ГорЭнергоПроект", г.С.-Петербург
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | 4441.425290.189 МП |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 54363-13: Описание типа СИ | Скачать | 108.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПС 110/10 кВ № 99 «Автозаводская» (в дальнейшем - АИИС КУЭ ПС № 99) предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
Описание
АИИС КУЭ ПС № 99 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 (ИВ-КЭ) 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 уровень ИВК (АРМ).
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 ПС № 99 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 фиксируется 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 ПС № 99 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 (Р=UTcosф) и полную мощность (S=UJ). 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 (УСПД). 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 ПС № 99 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция часов производится не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени 16-HVS, подключенного к УСПД.
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).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ПС № 99 соответствуют техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ПС № 99 трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. 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 ПС № 99 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 ПС № 99, 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
ПО «Пирамида 2000. Розничный рынок» 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 ПС № 99, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000. Розничный рынок»
|
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО «Пирамида 2000. Розничный ры- |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
Версия 3 |
E55712D0B1B2190 65D63DA949114D AE4 |
MD5 |
|
нок» |
Модуль расчета небаланса энергии/ мощности |
CalcLeakage.dl l |
B1959FF70BE1EB1 7C83F7B0F6D4A13 | ||
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
D79874D10FC2B15 6A0FDC27E1CA48 0AC | |||
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
52E28D7B608799B B3CCEA41B548D2 C83 | |||
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
6F557F885B737261 328CD77805BD1B A7 | |||
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
48E73A9283D1E66 494521F63D00B0D 9F | |||
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseMod-bus.dll |
C391D64271ACF40 55BB2A4D3FE1F8 F48 | |||
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePira-mida.dll |
ECF532935CA1A3F D3215049AF1FD97 9F | |||
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
SynchroNSI.dll |
530D9B0126F7CDC 23ECD814C4EB7C A09 |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
1EA5429B261FB0E 2884F5B356A1D1E 75 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С».
Технические характеристики
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 -30 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 |
110 |
|
Первичные номинальные токи, кА |
0,5 |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
|
Номинальный вторичный ток, А |
1 |
|
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 электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, 5э, %.
|
№ ИК |
Состав ИИК |
cos ф (sin ф) |
3 1(2)%I I1(2) %—I<K % |
3 5%I I5 %<I<I20 % |
3 20%I I20 %<I<I100 % |
3 100%I I100 %<I<I120 % |
|
1, 2 |
ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) At=13 °C |
1 |
±1,0 |
±0,6 |
±0,5 |
±0,5 |
|
0,8 (инд.) |
±1,3 |
±0,9 |
±0,7 |
±0,7 | ||
|
0,5 (инд.) |
±2,1 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | ||
|
0,8 (0,60) |
±2,8 |
±2,4 |
±2,0 |
±2,0 | ||
|
0,5 (0,87) |
±2,5 |
±2,3 |
±1,9 |
±1,9 |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка часов (5 р), рассчитываются по следую-
щей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
2
= +, 82 э +
KKe ■100%
, где
1000PT 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;
Кe - 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:
8
р.корр.
Д t
3600Tcv ср
•100%,
где Дt - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входят:
- средства измерения, приведенные, в таблицах 4;
- устройство сбора и передачи данных RTU-325L (зав. № 004874), Госреестр № 37288-08
- устройство синхронизации времени 16HVS;
- документация и ПО, представленные 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 |
Генератор № 6 |
ТН |
SU 170/245/362/420/550/S, Кл.т. 0,2, Коэфф.тр.110000/^3//100/^3, № Гос.р. 37115-08 Зав. № 09/091 638 (фаза А) Зав. № 09/091 636 (фаза В) Зав. № 09/091 632 (фаза С) |
|
ТТ |
SB 0,8, Кл.т. 0,2S, Коэфф.тр. 500/1, № Гос.р. 20951-08 Зав. № 09015694-5 Зав. № 09015696-5 Зав. № 09015697-5 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (A18O2RALQ-P4GB-DW-4), Зав. № 01195035, Кл.т. 0,2S/0,5, R=5000 имп./кВт(квар^ч, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
2 |
Генератор № 7 |
ТН |
SU 170/245/362/420/550/S, Кл.т. 0,2, Коэфф.тр.110000/^3//100/Д № Гос.р. 37115-08 Зав. № 09/091 639 (фаза А) Зав. № 09/091 635 (фаза В) Зав. № 09/091 633 (фаза С) |
|
ТТ |
SB 0,8, Кл.т. 0,2S, Коэфф.тр. 500/1, № Гос.р. 2095108 Зав. № 09015698-5 Зав. № 09015700-5 Зав. № 09015701-5 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (A1802RALQ-P4GB-DW-4), Зав. № 01195036, Кл.т. 0,2S/0,5, R=5000 имп./кВт(квар)-ч, № Гос.р. 31857-11 |
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 (4441.425290.189. ФО) |
1(один)экземпляр |
|
Методика поверки (4441.425290.189. МП) |
1(один)экземпляр |
|
Формуляр (4441.425290.189. ФО) Инструкция по эксплуатации КТС 4441.425290.189.ИЭ; Руководство пользователя 4441.425290.189.И3 |
1(один)экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу 4441.425290.189 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПС 110/10 кВ № 99 «Автозаводская». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 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 Альфа А1800 по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2011г;
- средства поверки устройства сбора и передачи данных RTU-325 в соответствии с методикой поверки «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки» ДЯИМ.466453.005 МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в мае 2008 г;
- радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1мкс,
№ Госреестра 27008-04.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ № 99 «Автозаводская»» 4441.425290.189.М1.
Нормативные документы
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».
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
