Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Попово
Номер в ГРСИ РФ: | 65302-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Сетьстрой", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Попово (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 65302-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Попово |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 0169/34-2014 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Сетьстрой", г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
65302-16: Описание типа СИ | Скачать | 99.6 КБ | |
65302-16: Методика поверки МП 206.1-030-2016 | Скачать | 931.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Попово (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-35LVS (35HVS) (далее - УССВ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПО «АльфаЦентр».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема- передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ УССВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности
синхронизации часов сервера БД и времени УССВ не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журналые событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ТП Попово используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии 12.01, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
«АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», зарегистрированы в Госреестре СИ РФ ( Рег. № 44595-10).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Порядковый номер |
Наименование объекта и номер ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Границы интервала основной относительной погрешности измерений, (± 5), %, при 3оверии-тельной вероятности Р=0,95 |
Границы интервала относительной погрешности измерений, (± 5), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95 | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТП 110/10/3,3 кВ «Попово» | ||||||||
1 |
Ввод-110кВ |
ТОГФ-110Ш-УХЛ1 Кл. т. 0,2S 200/5 Зав. № 329; Зав. № 330; Зав. № 328 |
СРВ-123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8850838; Зав. № 8850839; Зав. № 8850840 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. Т. 0,2S/0,5 Зав. № 01288282 |
- |
активная реактивна я |
0,6 1,3 |
1,5 2,9 |
2 |
РТСН |
ТТН-40 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 1409-067971; Зав. № 1409-067980; Зав. № 1409-067970 |
- |
A1805RAL-P4GB- DW-4 Кл. Т. 0,5S/1,0 Зав. № 01288291 |
- |
активная реактивна я |
1,0 2,4 |
3,5 5,9 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
3 |
ф1 АБ |
ТОЛ-НТЗ-10-11 Кл. т. 0,5S 10/5 Зав. № 21015; Зав. № 21104; Зав. № 20966 |
ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 21182; Зав. № 21548; Зав. № 21181 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 Кл. Т. 0,5S/1,0 Зав. № 01288283 |
- |
активная реактивна я |
1,2 2,8 |
3,6 6,0 |
4 |
ф2 АБ |
ТОЛ-НТЗ-10-11 Кл. т. 0,5S 5/5 Зав. № 10412; Зав. № 10481; Зав. № 10484 |
ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 21183; Зав. № 21147; Зав. № 21269 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 Кл. Т. 0,5S/1,0 Зав. № 01288284 |
- |
активная реактивна я |
1,2 2,8 |
3,6 6,0 |
5 |
Ввод-10 |
ТОЛ-НТЗ-10-11 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 21344; Зав. № 21346; Зав. № 21221 |
ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 21499; Зав. № 21550; Зав. № 21551 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 Кл. Т. 0,5S/1,0 Зав. № 01288285 |
- |
активная реактивна я |
1,2 2,8 |
3,6 6,0 |
6 |
ПВА |
ТОЛ-НТЗ-10-11 Кл. т. 0,5S 800/5 Зав. № 21035; Зав. № 21082; Зав. № 21034 |
ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 21499; Зав. № 21550; Зав. № 21551 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 Кл. Т. 0,5S/1,0 Зав. № 01288286 |
- |
активная реактивна я |
1,2 2,8 |
3,6 6,0 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
7 |
ф1 ПЭ |
ТОЛ-НТЗ-10-11 Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 21251; Зав. № 21255; Зав. № 21640 |
ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 21551; Зав. № 21551; Зав. № 21551 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 Кл. Т. 0,5S/1,0 Зав. № 01288287 |
- |
активная реактивна я |
1,2 2,8 |
3,6 6,0 |
8 |
ф2 ПЭ |
ТОЛ-НТЗ-10-11 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 21347; Зав. № 21250; Зав. № 21443 |
ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 21551; Зав. № 21551; Зав. № 21551 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 Кл. Т. 0,5S/1,0 Зав. № 01288288 |
- |
активная реактивна я |
1,2 2,8 |
3,6 6,0 |
9 |
ТСН-1 |
ТОЛ-НТЗ-10-11 Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 11117; Зав. № 11248; Зав. № 11232 |
ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 21551; Зав. № 21551; Зав. № 21551 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 Кл. Т. 0,5S/1,0 Зав. № 01288289 |
- |
активная реактивна я |
1,2 2,8 |
3,6 6,0 |
10 |
ТСН-2 |
ТОЛ-НТЗ-10-11 Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 11228; Зав. № 11206; Зав. № 11249 |
ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 21551; Зав. № 21551; Зав. № 21551 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 Кл. Т. 0,5S/1,0 Зав. № 01288290 |
- |
активная реактивна я |
1,2 2,8 |
3,6 6,0 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uhom; ток (1,0-1,2) 1ном,
частота - (50+0,15) Гц; cos9=0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от +15 до +35 °С; счетчиков - от +21 до +25 °С; ИВК - от +10 до +30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4 Рабочие условия эксплуатации:
а) для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9-1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02-1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота -(50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от -40 до +70 °C.
Б) для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9-1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01-1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9)-0,5-1,0 (0,87-0,5); частота - (50+0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40-60) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии A18O2RAL-P4GB-DW-4 от -40 до +65 °C;
- для счётчиков электроэнергии A18O5RAL-P4GB-DW-4 от -40 до +65 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
В) для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
- температура окружающего воздуха от +10 до +30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9=0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 10 от -10 до +40 °C.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик A18O2RAL-P4GB-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- электросчётчик A18O5RAL-P4GB-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Попово типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС |
КУЭ | ||
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТОГФ-110Ш-УХЛ1 |
44640-10 |
3 |
Трансформатор тока |
ТТН-40 |
41260-09 |
3 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-10-11 |
51679-12 |
24 |
Трансформатор напряжения |
СРВ-123 |
47844-11 |
3 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2 |
51676-12 |
9 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RAL-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RAL-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
9 |
Программное обеспечение |
ПО «АльфаЦентр» |
- |
1 |
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-35LVS (35HVS) |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-030-2016 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Попово. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков A1802RAL-P4GB-DW-4 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков A1805RAL-P4GB-DW-4 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Попово, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.