Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Попово. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Попово

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

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-35ЬУБ (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 «АльфаТ ЦЕНТР».

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 «АльфаТ ЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», зарегистрированы в Г осреестре СИ РФ ( Рег. № 44595-10).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаТ ЦЕНТР», 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 « АльфаТ ЦЕНТР».

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

электро

энергии

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

ТП 110/10/3,3 кВ «Попово»

1

Ввод-110кВ

Т ОГФ-11OIII-УХЛ1 Кл. т. 0,2S 200/5 Зав. № 329;

Зав. № 330;

Зав. № 328

СРВ-123 Кл. т. 0,2 110000: V3/100:V3 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

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:V3/100:V3 Зав. № 21182;

Зав. № 21548;

Зав. № 21181

А1805RAL-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:V3/100:V3 Зав. № 21183;

Зав. № 21147;

Зав. № 21269

А1805RAL-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:V3/100:V3 Зав. № 21499;

Зав. № 21550;

Зав. № 21551

А1805RAL-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:V3/100:V3 Зав. № 21499;

Зав. № 21550;

Зав. № 21551

А1805RAL-P4GB-

DW-4

Кл. Т. 0,5S/1,0 Зав. № 01288286

-

активная

реактивна

я

1,2

2,8

3,6

6,0

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:V3/100:V3 Зав. № 21551;

Зав. № 21551;

Зав. № 21551

M805RAL-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:V3/100:V3 Зав. № 21551;

Зав. № 21551;

Зав. № 21551

M805RAL-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:V3/100:V3 Зав. № 21551;

Зав. № 21551;

Зав. № 21551

M805RAL-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:V3/100:V3 Зав. № 21551;

Зав. № 21551;

Зав. № 21551

M805RAL-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) Ином; ток (1,0-1,2) 1ном, частота - (50±0,15) Гц; cosj=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) Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02-1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 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) Ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01-1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj)-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 A1802RAL-P4GB-DW-4 от -40 до +65 °C;

-    для счётчиков электроэнергии A1805RAL-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 cosj=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 A1802RAL-P4GB-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в=2 ч;

-    электросчётчик A1805RAL-P4GB-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в=2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в=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.

Комплектность 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-Р4GB-DW-4

31857-11

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1805RAL-Р4GB-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-F4GB-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-F4GB-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

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Попово

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.

Развернуть полное описание