Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ "Строительная"
| Номер в ГРСИ РФ: | 83200-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Нововоронежская атомная станция", г.Нововоронеж |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «Строительная» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 83200-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ "Строительная" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 001 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Российский концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях" (Филиал "Нововоронежская атомная станция") (Нововоронежская АЭС), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
| 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 | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 83200-21: Описание типа СИ | Скачать | 281.8 КБ | |
| 83200-21: Методика поверки РТ-МП-767-550-2021 | Скачать | 8.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «Строительная» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровненую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) ПС 110 кВ «Строительная», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее по тексту - БД) на базе программного обеспечения (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР», устройства синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ).
Первичные ток и напряжение 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, 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 уровень ИВК, где производится сбор, накопление, умножение на коэффициенты трансформации и хранение результатов измерений.
В сервере информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее четырех лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Передача информации в филиал АО «СО ЕЭС», АО «Концерн Росэнергоатом» и другим заинтересованным субъектам осуществляется от АРМ с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP. Передача информации в АО «АТС» и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется от АРМ в виде файла-отчета с результатами измерений, в формате XML с использованием ЭЦП в программно-аппаратный комплекс Коммерческого оператора оптового рынка электроэнергии и мощности (ПАК КО) АО «АТС».
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- сбор информации (результаты измерений, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее по тексту - ОРЭМ).
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ. Синхронизация и коррекция шкалы времени сервера ИВК осуществляется с помощью устройство синхронизации системного времени УССВ-2, которое обеспечивает автоматическую синхронизацию шкалы часов сервера с национальной шкалой координированного времени UTC (SU), при превышении порога ±1 с происходит коррекция шкалы часов сервера. Шкалы часов счетчиков синхронизируются от сервера с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция шкалы часов счетчиков проводится при расхождении шкалы часов счетчика и сервера более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указавается в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.07.
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».
Метрологически значимой частью ПО «АльфаЦЕНТР» является библиотека Metrology.dll. Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ИВК указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
ac_metrology.dll |
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС КУЭ | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110 кВ Строительная НВ АЭС-2, ОРУ-110 кВ, Т-1-10 МВА Ввод 110 кВ |
ТГФМ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 36672-08 |
ЗНОГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 23894-07 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 |
УССВ-2 рег.№ 54074-13 |
|
2 |
ПС 110 кВ Строительная НВ АЭС-2, ОРУ-110 кВ, Т-2-10 МВА Ввод 110 кВ |
ТГФМ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 36672-08 |
ЗНОГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 23894-07 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная. | |||||
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1, 2 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,4 |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
|
0,8 |
1,5 |
1,0 |
0,8 |
0,8 | |
|
0,5 |
2,1 |
1,6 |
1,1 |
1,1 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1, 2 (Счетчик 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
3,3 |
2,0 |
1,4 |
1,3 |
|
0,5 |
2,6 |
1,7 |
1,2 |
1,2 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1, 2 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,9 |
1,4 |
1,4 |
1,4 |
|
0,8 |
2,0 |
1,6 |
1,5 |
1,5 | |
|
0,5 |
2,5 |
2,1 |
1,7 |
1,7 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1, 2 (Счетчик 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
5,0 |
3,0 |
2,0 |
1,9 |
|
0,5 |
3,9 |
2,5 |
1,9 |
1,8 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики погрешности смещения шкалы времени
компонентов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с |
|
1, 2 |
5 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - частота, Гц |
от 99 до 101 от 1 до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 |
|
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электрической энергии - для счетчиков активной энергии ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 - для счетчиков реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005 ГОСТ 26035-83 |
от +21 до +25 от +21 до +25 от +18 до +22 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % от Ihom - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц |
от 90 до 110 от 1 до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 |
|
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТН - для ТТ - для счетчиков |
от -45 до +40 от -40 до +55 от +10 до +30 |
|
- УССВ-2 |
от -10 до +55 |
|
- для сервера |
от +18 до +24 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01: - средняя наработка до отказа, ч - среднее время восстановления работоспособности, ч |
90000 2 |
|
УССВ-2: - средняя наработка до отказа, ч - среднее время восстановления работоспособности, ч |
74500 2 |
|
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
4 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
ТГФМ-110 II* |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОГ-110 |
6 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
2 шт. |
|
Устройством синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 шт. |
|
Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.282.8.1ФО |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с применением системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «Строительная», аттестованной ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.311703 в Реестре аккредитованных лиц.
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
Смотрите также
