|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220/110/10 кВ "Северная" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ОАО "Электроцентроналадка" (ЭЦН), г.Москва |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 422200056 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220/110/10 кВ «Северная» (далее по тексту – АИИС КУЭ ПС «Северная») предназначена для измерений, коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ ПС «Северная», предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
|
| Описание | АИИС КУЭ ПС «Северная», представляет собой двухуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Первый уровень (нижний) состоит из установленных на объектах контроля электронных счетчиков активной и реактивной электроэнергии с цифровым интерфейсом RS-485 по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), измерительных трансформаторов тока (далее по тексту – ТТ) по ГОСТ 7746-2001 и измерительных трансформаторов напряжения (далее по тексту – ТН) по ГОСТ 1983-2001, вторичных измерительных цепей и технических средств приема-передачи данных, образующих 14 измерительных каналов (далее по тексту – ИК) системы.
Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту – ИВКЭ), с функцией информационно-вычислительного комплекса (далее по тексту – ИВК), в который входит устройство сбора и передачи данных (далее по тексту – УСПД), обеспечивающее интерфейс доступа к ИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующей аппаратуры), коммутационные средства, рабочие станции (далее по тексту – АРМ).
Передача данных с УСПД осуществляется на сервере ОАО «ФСК ЕЭС», который входит в АИИС КУЭ ЕНЭС, внесенную в Государственный реестр средств измерений под № 45673-10.
Система обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;
средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
календарного времени и интервалов времени.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД 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 «Северная» измерения и передача данных на верхний уровень происходят 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=U·I·cosφ) и полную мощность (S=U·I). 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 передается в устройство сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, где происходит накопление и отображение собранной информации. Полный перечень информации, передаваемой на ИВКЭ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД и уровнем доступа АРМа к базе данных. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента АИИС КУЭ ПС «Северная» к другому, используются проводные линии связи (ВОЛС) и GSM-сеть, в качестве резервного канала.
АИИС КУЭ ПС «Северная» имеет устройство синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника. Коррекция времени в УСПД производится не реже одного раза в сутки, по сигналам от (УССВ) на основе GPS-приемника, 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 «Северная» соответствуют критериям качества АИИС КУЭ, определенным согласно техническим требованиям НП «Совет рынка» и ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращения активной электрической энергии, календарного времени, интервалов времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ПС «Северная» трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и УСПД соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 35 суток. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания.
Для защиты информации и измерительных каналов АИИС КУЭ ПС «Северная» от несанкционированного вмешательства предусмотрена механическая и программная защита. Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ПС «Северная», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, 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 RTU325H обеспечивает косвенные измерения и учет электрической энергии мощности при сборе данных со счетчиков, синхронизацию времени подчиненных счетчиков, имеющих встроенные часы.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов УСПД и определяются классом применяемых ТТ и ТН (кл. точности 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5), классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S; 0,5S).
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ПС «Северная», приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Наименование файла | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | | ПО RTU-325H | модуль управления системным временем | adjust_time | Версия 2 | a9b6290cb27bd3d4b62e671436cc8fd7 | MD5 RFC1321 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2
| Параметр | Значение | | Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электроэнергии | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 | | Параметры питающей сети переменного тока:
Напряжение, В
частота, Гц | 220(22
50(1 | | Температурный диапазон окружающей среды для:
- счетчиков электрической энергии, (С
- трансформаторов тока и напряжения, (С | от +5 до +35
от -40 до +40 | | Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 | | 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; 0,1 | | Первичные номинальные напряжения, кВ | 110; 10 | | Первичные номинальные токи, кА | 2; 0,3 | | Номинальное вторичное напряжение, В | 100 | | Номинальный вторичный ток, А | 1; 5 | | Количество точек измерения, шт. | 14 | | Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
Продолжение таблицы 2
| Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки | (5 | | Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 3
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения электрической энергии (для рабочих условий эксплуатации), %.
| № ИК | Состав ИК* | cos φ
(sin φ) | δ 1(2)%I
I1(2)%≤Iδ 5%I
I5%≤Iδ 20%I
I20%| δ 100%I
I100% | | | | | 1-10 | ТТ 0,2S
ТН 0,2
Сч 0,2S
(активная энергия) | 1 | (1,2 | (0,8 | (0,7 | (0,7 | | 11-14 | ТТ 0,5S
ТН 0,5
Сч 0,5S
(активная энергия) | 1 | (2,5 | (1,7 | (1,6 | (1,6 |
Примечание: ИК – измерительный канал.
Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в методике поверки АИИС КУЭ ПС «Северная».
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
, где
- пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
-пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 измерения электроэнергии, в %;
К – масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
– внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт∙ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
- величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
, где
- величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
|
| Комплектность | Комплект поставки приведен в таблице 4 и 5.
Таблица 4
| Канал учета | Средство измерений | Наименование измеряемой величины | | №
ИК | Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) | Наименование средств измерений | Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики,
№ Госреестра | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220/110/10 кВ «Северная» | УСПД | RTU-325H
№ 005565
Рег. № 44626-10 | | | 1 | ВЛ 110 кВ
Северная – Металлургическая Левая
(ВЛ 110 кВ
Связь - левая) | ТТ | IOSK
I1/I2 = 2000/1
класс точности 0,2S
№№ 2086931; 2086916; 2086932
Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А
(номинальный
вторичный) | | 2 | Северная – Металлургическая Правая
(ВЛ 110 кВ
Связь - правая) | ТТ | IOSK
I1/I2 = 2000/1
класс точности 0,2S
№№ 2086917; 2086930; 2086942
Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А
(номинальный
вторичный) | | 3 | ВЛ 110 кВ Северная – Двуречки с отпайками Левая
(ВЛ 110 кВ Двуречки Левая) | ТТ | IOSK
I1/I2 = 2000/1
класс точности 0,2S
№№ 2086923; 2086925; 2086940
Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А
(номинальный
вторичный) | | 4 | ВЛ 110 кВ Северная – Двуречки с отпайками Правая
(ВЛ 110 кВ Двуречки Правая) | ТТ | IOSK
I1/I2 = 2000/1
класс точности 0,2S
№№ 2086905; 2086938; 2086906
Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А
(номинальный
вторичный) | | 5 | ВЛ 110 кВ Северная – Гидрооборудование Левая
(ВЛ 110 кВ 2А Левая) | ТТ | IOSK
I1/I2 = 2000/1
класс точности 0,2S
№№ 2086918; 2086934; 2086922
Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А
(номинальный
вторичный) | | 6 | ВЛ 110 кВ Северная – Гидрооборудование Правая
ВЛ 110 кВ 2А Правая | ТТ | IOSK
I1/I2 = 2000/1
класс точности 0,2S
№№ 2086937; 2086929; 2086936
Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А
(номинальный
вторичный) | | 7 | ПС 220/110/10 кВ Северная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, КВЛ 110 кВ Северная - ГПП-18 2 цепь | ТТ | IOSK
I1/I2 = 2000/1
класс точности 0,2S
№№ 2086939; 2086921; 2086908
Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А
(номинальный
вторичный) | | 8 | ПС 220/110/10 кВ Северная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Северная ГПП-17 | ТТ | IOSK
I1/I2 = 2000/1
класс точности 0,2S
№№ 2086941; 2086935; 2086911
Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А
(номинальный
вторичный) | | 9 | ПС 220/110/10 кВ Северная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Северная - ГПП-1 (ВЛ 110 кВ ГПП-1) | ТТ | IOSK
I1/I2 = 2000/1
класс точности 0,2S
№№ 2086943; 2086927; 2086920
Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А
(номинальный
вторичный) | | 10 | ПС 220/110/10 кВ Северная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, КВЛ 110 кВ Северная - ГПП-18 1 цепь | ТТ | IOSK
I1/I2 = 2000/1
класс точности 0,2S
№№ 2086919; 2086914; 2086928
Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А
(номинальный
вторичный) | | 11 | ВЛ 10 кВ Северная – ТП Пансионат
(ВЛ 10 кВ Пансионат) | ТТ | ТЛО-10
I1/I2 = 300/5
класс точности 0,5S
№№ 6148; 6136; 6138
Рег. № 25433-08 | Ток, 5 А
(номинальный
вторичный) | | 12 | ВЛ 10 кВ Северная – ТП Первомайский
(ВЛ 10 кВ Первомайский) | ТТ | ТЛО-10
I1/I2 = 300/5
класс точности 0,5S
№№ 6141; 6134; 6132
Рег. № 25433-08 | Ток, 5 А
(номинальный
вторичный) | | 13 | ВЛ 10 кВ Северная – ТП Казинка
(ВЛ 10 кВ Казинка) | ТТ | ТЛО-10
I1/I2 = 300/5
класс точности 0,5S
№№ 6135; 6145; 6137
Рег. № 25433-08 | Ток, 5 А
(номинальный
вторичный) | | 14 | ВЛ 10 кВ ПС 220 кВ Металлургическая - ПС 220 кВ Северная
(ВЛ 10 кВ Металлургическая) | ТТ | ТЛО-10
I1/I2 = 300/5
класс точности 0,5S
№№ 6149; 6144; 6146
Рег. № 25433-08 | Ток, 5 А
(номинальный
вторичный) |
Примечание: в процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ ПС «Северная»: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ ПС «Северная» как его неотъемлемая часть.
Таблица 5
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации | Необходимое количество для АИИС КУЭ ПС «Северная» | | УСПД RTU-325H | 1 шт. | | АРМ стационарный | 1 шт. | | Коммутатор | 1 шт. | | Формуляр НВЦП.422200.056.ФО | 1 экземпляр | | Методика поверки НВЦП.422200.056.МП | 1 экземпляр | | Руководство по эксплуатации НВЦП.422200.056.РЭ | 1 экземпляр | | Программное обеспечение электросчетчиков | Состав программных модулей определяется заказом потребителя | | Программное обеспечение УСПД RTU-325H | | Устройство синхронизации системного времени (УССВ) № 001079 | 1 шт. |
|
| Поверка |
осуществляется по документу НВЦП.422200.056.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220/110/10 кВ «Северная». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 18.04.2011 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003,
МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки, утвержденной Нижегородским ЦСМ в 2007г.;
- средства поверки комплексов аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД RTU-325H в соответствии с методикой поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220/110/10 кВ «Северная»:
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
|
| Заявитель |
ОАО «Электроцентроналадка»
ИНН 7730035496
Адрес: 123995, г. Москва, Г-59, ГСП-5, Бережковская наб., д. 16 корп. 2
|
| Испытательный центр |
ГЦИ СИ Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы»
(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, 46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
Факс: +7 (495) 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru
Web-сайт: www.vniims.ru
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-08 от 27.06.2008 г.
|
