Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 500 кВ Юрга". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 500 кВ Юрга"

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 03д5 от 29.07.10 п.303
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 42212
Примечание Взамен № 30657-05
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 500 кВ Юрга" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения информации по всем расчетным точкам учета и передачи ее в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК-ЕЭС» в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС состоит из измерительных каналов (далее ИК), включающих следующие средства измерений:

-    измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001;

-    измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001;

-    многофункциональные счетчики электрической энергии.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (1 раз в сутки) 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 специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников 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 времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения 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 без учета коэффициентов трансформации, 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 входы УСПД уровня, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят средства измерений, обеспечивающие измерение времени, также учитываются временные характеристики (задержки) линий связи, которые используются при синхронизации времени.

Синхронизация времени производится с помощью GPS-приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования, входящего в комплект УССВ, подключаемого к УСПД. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них - внутренние часы счетчиков, подключенных к УСПД. Уставка, при достижении которой происходит коррекция часов УСПД, составляет 1 с. Синхронизация внутренних часов счетчика с верхним уровнем АИИС КУЭ происходит при каждом обращении (каждый сеанс связи). ПО позволяет назначить время суток, в которое можно производить коррекцию времени. Рекомендуется для этой операции назначить время с 00:00 до 03:00 часов.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сут.

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ с указанием наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, номера регистрации средств измерений в Государственном реестре средств измерений представлен в таблице 1.

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1. Таблица 1 - Состав измерительных каналов_

Код

Состав измерительного канала

Вид

ИИК

п/п

НП

АТС

Наименование объекта

Трансформатор тока

Трансформатор

напряжения

Счётчик электрической энергии

электро

энергии

1

2

3

4

5

6

7

ТФНД-1 ЮМ

НКФ-110-57У1

EA02RAL-P4B-4

1

422030001207102

ОРУ-110 кВ, Юрга- Моховая (В-8)

кл.т 0,5 Ктг= 1000/1 Зав. № 7323 Зав. № 4223 Зав. № 6907 Зав. №4229 Зав. № 6887 Зав. № 7224 Г осреестр № 2793-71

кл.т 0,5 Ктн =

(110000/л/3)/( 100/V3) Зав. № 3305 Зав. №3121 Зав. №3321 Г осреестр № 1188-58

кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01050885 Госреестр № 16666-07

активная

реактивная

2

422030001207901

ОРУ-110 кВ, ОВ-1Ю

ТФЗМ 110Б-11У1 кл.т 0,5 Ктг = 2000/1 Зав. № 8395 Зав. № 8390 Зав. № 8405 Зав. № 8399 Зав. № 8428 Зав. № 8389 Г осреестр № 2793-71

НКФ-110-57У1 кл. т 0,5 Ктн =

(11 oooo/V3)/( 100/V3)

Зав. № 3377 Зав. №3314 Зав. № 3369 Зав. № 3305 Зав. №3121 Зав. №3321 Г осреестр № 1188-58

EA02RAL-P4B-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01050903 Г осреестр № 16666-07

активная

реактивная

ТФЗМ 11 ОБ-II У1

НКФ-110-57У1

EA02RAL-P4B-4

3

422030001207109

ОРУ-110 кВ, Юрга-500-Проскоковская-1

кл. т 0,5

Ктг =1000/1

Зав. № 8713 Зав. № 8730 Зав. № 8733 Г осреестр № 2793-71

кл. т 0,5 Ктн =

(11 оооо/л/з)/(1 оо/л/з)

Зав. № 3377 Зав. №3314 Зав. № 3369 Госреестр № 1188-58

кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01090627 Госреестр № 16666-07

активная

реактивная

ТФЗМ 11 ОБ-II У1

НКФ-110-57У1

EA02RAL-P4B-4

4

422030001207110

ОРУ-110 кВ, Юрга-500-Проскоковская-2

кл.т 0,5

Ктг = 1000/1

Зав. № 8387 Зав. № 8397 Зав. № 8394 Г осреестр № 2793-71

кл. т 0,5 Ктн =

(110000/л/З)/(100/V3) Зав. № 3305 Зав. №3121 Зав. №3321 Госреестр № 1188-58

кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01090617 Г осреестр № 16666-07

активная

реактивная

ТФЗМ 110Б-ИУ1

НКФ-110-57У1

EA02RAL-P4B-4

5

422030001207104

ОРУ-110 кВ, Разъезд-31-Юрга-500

кл.т 0,5

Ктг = 1000/1

Зав. № 8745 Зав. № 8716 Зав. №8731 Госреестр № 2793-71

кл. т 0,5 Ктн =

(110000Л/3)/(100Л/3) Зав. № 3305 Зав. №3121 Зав. № 3321 Госреестр № 1188-58

кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01090615 Г осреестр № 16666-07

активная

реактивная

ТФЗМ 110Б-ПУ1

НКФ-110-57У1

EA02RAL-P4B-4

6

422030001207103

ОРУ-110 кВ, Разъезд-54 -Юрга - 500

кл. т 0,5

Ктг = 1000/1

Зав. № 6909 Зав. № 6664 Зав. № 6640 Госреестр № 2793-71

кл. т 0,5 Ктн =

(110000/V3)/(1 оо/V3)

Зав. № 3377 Зав. №>3314 Зав. № 3369 Г осреестр № 1188-58

кл. t0,2S/0,5 Зав. №01090623 Г осреестр № 16666-07

активная

реактивная

ТФЗМ 11 ОБ-II У1

НКФ-110-57У1

EA02RAL-P4B-4

7

ОРУ-110 кВ, Технониколь -Юрга - 500

кл.т 0,5

Ктг = 1000/1

Зав. № 8725 Зав. № 8753 Зав. № 8748 Госреестр № 2793-71

кл.т 0,5 Ктн =

(110000/V3)/(1 oo/V3) Зав. Ха 3377 Зав. X» 3314 Зав. Ха 3369 Госреестр Ха 1188-58

кл. т 0,2S/0,5 Зав. Xs 01090621 Г осреестр Ха 16666-07

активная

реактивная

ТФЗМ 11 ОБ-II У1

НКФ-110-57У1

EA02RAL-P4B-4

8

422030001207108

ОРУ-110 кВ, Юрга-2 тяговая - Юрга - 500

кл. т 0,5

Ктг =1000/1

Зав. Ха 8386 Зав. № 8398 Зав. № 8384 Госреестр Xs 2793-71

кл.т 0,5 Ктн = (110000Л/3)/(100Л/3) Зав. Ха 3305 Зав. Ха 3121 Зав. Ха 3321 Госреестр Ха 1188-58

кл. т 0,2S/0,5 Зав. Ха 01090622 Г осреестр Ха 16666-07

активная

реактивная

ТФЗМ И ОБ-II У1

НКФ-П0-57У1

EA02RAL-P4B-4

9

422030001207111

ОРУ-110 кВ, Юргинская-Юрга - 500 -1

кл. т0,5 Ктг = 1000/1 Зав. Xs 1089 Зав. Ха 1085 Зав. Ха 1014 Зав. Ха 1108 Зав. Xs 1095 Зав. Ха 1099 Г осреестр Xs 2793-71

кл. т 0,5 Ктн = (110000Л/3)/(100Л/3) Зав. Ха 3377 Зав. Ха 3314 Зав. Ха 3369 Г осреестр X» 1188-58

кл. т 0,2S/0,5 Зав. Ха 01090619 Г осреестр Ха 16666-07

активная

реактивная

ТФЗМ 110Б-ИУ1

НКФ-110-57У1

EA02RAL-P4B-4

10

422030001207106

ОРУ-110 кВ, Юргинская-Юрга-500 -2

кл.т 0,5

Ктг =1000/1

Зав. Xs 8388 Зав. Ха 8393 Зав. Ха 8385 Г осреестр Ха 2793-71

кл. т0,5 Ктн =

(110000/V3)/( 100/V3) Зав. Ха 3305 Зав. Ха 3121 Зав. Ха 3321 Г осреестр Ха 1188-58

кл. т 0,2S/0,5 Зав. Ха 01090613 Г осреестр Ха 16666-07

активная

реактивная

EA02RAL-P3B-4

г~-

о

Ввод 110 кВ АТ-2-250

кл. т 0,2S/0,5 Зав. Ха 01050878

активная

реактивная

11

о

о

о

о

Г осреестр Ха 16666-07

EA02RAL-P3B-4

40

о

г

о

Ввод 110 кВ АТ-1-250

кл. t0,2S/0,5 Зав. Ха 01050883

активная

реактивная

12

CN

О

о

о

СП

О

(S

Г осреестр Ха 16666-07

Таблица 2 - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)

Границы допускаемой относительной погрешности измерения энергии в рабочих условиях эксплуатации АИ

активной электрической ИСКУЭ

Номер ИИК

cosq>

8l<2)%,

1112!' 1 юм< I 5 %

65 %,

Is °/S 1 изм< 120 %

§20 %,

I 20U/S 1изм< I 100 %

5l0()%,

IlOO "/S I изм< I 120 %

1-10

(ТТ 03; ТН 0,5; Сч 0,2S)

1,0

-

±1,9

±1,2

±1,0

0,9

-

±2,4

±1,4

±1,2

0,8

-

±2,9

±1,7

±1,4

0,7

-

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,3

Границы допускаемой относительной погрешности измерения р энергии в рабочих условиях эксплуатации АИ

•еактивной электрической ИСКУЭ

Номер ИИК

coscp

Sl(2)%,

11(2)^ 1 нзы< 15 %

§5%,

1изи< 1го%

820%,

1 20%^ 1изм< 1100

%

8100%, Il00%^ 1|ВИ< 1120%

1-10

(ТТ0,5;ТН0,5;Сч0,5)

0,9

-

±7,1

±3,9

±2,9

0,8

-

±4,5

±2,5

±1,9

0,7

-

±3,7

±2,1

±1,7

0,5

-

±2,7

±1,6

±1,3

Примечания:

1.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)-Uhom, ток (1 + 1,2)-Ihom, cos(p=0,9 инд;

•    температура окружающей среды (20±5) ЧС.

4.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение питающей сети (0,9... 1, 1)-Uhom, сила тока (0,01... 1,2)-1ном;

•    температура окружающей среды:

-    счетчики электроэнергии «ЕвроАльфа» от минус 40 °С до плюс 70 £С;

-    УСПД от плюс 5 до плюс 35 °С;

-    трансформаторы тока по ГОСТ 7746;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.

5.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии, по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

6.    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.

7.    Информационно-измерительные каналы №№ 11, 12 не нормируются в связи с отсутствием информации о трансформаторах тока и трансформаторах напряжения.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

•    счетчик электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов;

•    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

•    для счетчика Тв < 2 часа;

•    для сервера Тв < 1 час;

•    для УСПД 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, 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 (функция автоматизирована);

•    сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

•    счетчики электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - до 5 лет при температуре 25 °С;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 500 кВ Юрга». Методика поверки». МП-955/446-2010 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в ноябре 2010 г.

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;

-    Счетчик "ЕвроАЛЬФА" - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки».

УСПД RTU-325 - в соответствии с документом ДЯИМ.466453.005 МП утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС».

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);

-    Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений - 40.. ,+60°С, цена деления 1°С.

Межповерочный интервал - 4 года.

СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ

Измерения производятся в соответствии с документом: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ -"ПС 500 кВ Юрга"».

Нормативные документы

1.    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2.    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

3.    ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

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.

8.    МИ 2999-2006 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».

Развернуть полное описание