Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег" предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический и 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;

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

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны серверов 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;

-    измерение времени.

АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:

-    1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

-    2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);

-    3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ включают в себя:

-    трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;

-    трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;

-    счётчики электроэнергии.

ИВКЭ включают в себя:

- устройство сбора и передачи данных (УСПД). В качестве УСПД используется устройство сбора и передачи данных RTU-325 (Госреестр № 37288-08);

-    GPS-приемник.

ИВК включает в себя:

-    автоматизированное рабочее место (АРМ),

Лист № 2 Всего листов 8

-    сервер сбора данных баз данных, выполненный на основе промышленного компьютера и работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10),

Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети (0,02 с) из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.

Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC.

УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:

-    один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;

-    обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;

-    хранение результатов измерений в базе данных;

-    передачу результатов измерений в ИВК.

В ИВК осуществляется:

-    сбор данных с уровня ИВКЭ;

-    хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе

данных;

-    визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;

-    передачу результатов измерений сторонним субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности.

АИИС КУЭ выполняет функцию измерения времени в шкале UTC. Данная функция осуществляется следующим образом. УСПД осуществляет прием и обработку сигналов системы GPS и осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой UTC. УСПД передает собственную шкалу времени на уровень ИИК ТИ. При каждом опросе счетчика УСПД вычисляет поправку времени часов счетчика. И если поправка превышает величину ± 2 c, УСПД формирует команду на синхронизацию счетчика.

Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:

1. Каналы связи между ИИК и ИВКЭ.

Данные со счетчиков электроэнергии по интерфейсу RS-485 (среда - медная экранированная «витая пара») поступают через преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet в УСПД RTU-325.

2. Каналы связи между ИВКЭ и ИВК.

Результаты измерений, техническая и служебная информации передаются на уровень ИВК в режимах автоматической передачи данных или выполнения запроса «по требованию».

Связь между ИВКЭ и ИВК организована по двум каналам связи, разделенным на физическом уровне:

-    в качестве основного канала связи используется сеть Интернет с использованием

волоконно оптической линии связи (ВОЛС),

-    в качестве резервного канала связи используется спутниковая связь

Передача информации другим субъектам оптового рынка электроэнергии осуществляется с уровня ИВК.

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы

(ИК).

Перечень измерительных каналов и измерительных компонентов (средств измерений) в составе ИИК ТИ приведен в таблице 1.

№ ИК

Наименование ИК

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики

Тип

№ ГРСИ

К. тр.

Кл.т.

Тип

№ ГРСИ

К. тр.

Кл.т.

Тип,

модификация

№ГРСИ

Кл. т. акт./реакт.

1

ПС 110/10 кВ "Берег", В-110-1Т

ТБМО-

110

УХЛ1

23256-05

600/1

0,2S

НАМИ-110

УХЛ1

24218-08

110000V3/ 100 V3

0,2

Альфа А1800,

A1802RAL-

P4GB-DW-4

31857-11

0,2S/0,5

2

ПС 110/10 кВ "Берег", В-110-2Т

ТБМО-

110

УХЛ1

23256-05

600/1

0,2S

НАМИ-110

УХЛ1

24218-08

110000V3/ 100 V3

0,2

Альфа А1800,

A1802RAL-

P4GB-DW-4

31857-11

0,2S/0,5

3

ПС 110/10 кВ "Берег", СВ-110

ТБМО-

110

УХЛ1

23256-05

600/1

0,2S

НАМИ-110

УХЛ1

24218-08

110000V3/ 100 V3

0,2

Альфа А1800,

A1802RAL-

P4GB-DW-4

31857-11

0,2S/0,5

4

ПС 110/10 кВ "Берег", РП-110

ТБМО-

110

УХЛ1

23256-05

600/1

0,2S

НАМИ-110

УХЛ1

24218-08

110000V3/ 100 V3

0,2

Альфа А1800,

A1802RAL-

P4GB-DW-4

31857-11

0,2S/0,5

Программное обеспечение

Программное обеспечение АИИС КУЭ «АльфаЦЕНТР» выполняет следующие функции:

-    осуществляет обработку, организацию учета и хранение результатов измерений электрической энергии, а также их отображение и передачу в автоматическом режиме в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии на сервере ИВК;

-    осуществляет отображение, хранение и вывод на печать результатов измерений и журналов событий на АРМ.

Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование программного обеспечения

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

12.1

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Технические характеристики

Количество измерительных каналов

4

Г раницы допускаемой относительной основной погрешности измерений активной электрической энергии (5Wc,A), при доверительной вероятности Р=0,951

приведены в таблице 3

Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной (5wa) и реактивной (5-даР) электрической энергии, при доверительной вероятности Р=0,951 в рабочих условиях применения

приведены в таблице 3

Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, с

±5

Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут

30

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут

30

Формирование XML-файла для передачи внешним системам

автоматическое

Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных

автоматическое

Г лубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет

3,5

Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ

автоматическое

Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:

- температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С

от +0 до +40

- температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С

от -40 до +40

- частота сети, Гц

от 49,5 до 50,5

- напряжение сети питания, В

от 198 до 242

- индукция внешнего магнитного поля, мТл

не более 0,05

Допускаемые значения информативных параметров:

- ток, % От 1ном

от 2 до 120

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- коэффициент мощности cos j

0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

- коэффициент реактивной мощности, sin j

0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

Таблица 3. Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (5woA) электрической энергии, границы допускаемой погрешности ИК при измерении активной (5w ) и реактивной (5w ) электрической энергии в рабочих условиях применения_

I, % от 1ном

Коэффициент

мощности

ИК № 1, 2, 3, 4

5woA, %

5wA, %

5wP, %

2

0,5

±1,8

±2,0

±2,1

2

0,8

±1,2

±1,4

±2,3

2

0,865

±1,1

±1,3

±2,5

2

1

±0,9

±1,2

-

5

0,5

±1,3

±1,4

±1,9

5

0,8

±0,9

±1,1

±2,1

5

0,865

±0,8

±1,1

±2,1

5

1

±0,6

±0,8

-

20

0,5

±0,9

±1,2

±1,7

20

0,8

±0,6

±1,0

±1,8

20

0,865

±0,6

±0,9

±1,8

20

1

±0,5

±0,7

-

100, 120

0,5

±0,9

±1,2

±1,7

100, 120

0,8

±0,6

±1,0

±1,8

100, 120

0,865

±0,6

±0,9

±1,8

100, 120

1

±0,5

±0,7

-

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег".

Комплектность

Комплектность АИИС представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС

Наименование

Тип, модификация, обозначение

Количес тво, шт.

Трансформаторы тока

ТБМО-110 УХЛ1

12

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Счетчики

Альфа А1800

4

УСПД

RTU-325

1

ИВК

АльфаЦЕНТР

1

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег". Формуляр

ТР-33/14-053-039-АКУ.ФО

1

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег". Методика поверки

070-30007-2016-МП

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом 070-30007-2016-МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег". Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» в апреле 2016 г.

Перечень основных средств (эталонов) поверки:

-    государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков электрической энергии Альфа А1800 по методике поверки ДЯИМ.411152.018МП;

-    устройства сбора и передачи данных RTU-325 по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП;

-    комплекса измерительно-вычислительного АльфаЦЕНТР по методике поверки ДЯИМ.466.453.007МП.

Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком:

-    миллитесламетр портативный ТП2-2У (Госреестр № 16373-08);

-    мультиметр АРРА-109 (Госреестр № 20085-11);

-    клещи токовые АТК-2001 (Г осреестр № 43841-10);

-    измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Госреестр № 23070-05);

-    термометр технический типа ТТ (Госреестр СИ №276-89) с диапазоном измерений от -35 °С до +50 °С, пределом допускаемой погрешности измерения температуры ±1 °C.

Знак поверки наноситься на свидетельство о поверке в виде наклейки.

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег". Свидетельство об аттестации методики измерений № 276-01.00249-2016 от «11» апреля 2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Берег"

1. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Развернуть полное описание