Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО "МРСК Сибири - "Алтайэнерго". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО "МРСК Сибири - "Алтайэнерго"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 4556 от 15.08.11 п.43
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43588
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ЕКМН.466453.048
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC(SU).

Описание

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

АИИС 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, данных 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;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС;

- измерение времени.

АИИС имеет трехуровневую структуру:

- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

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

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

ИИК ТИ состоит из:

- трансформаторов тока (ТТ);

- трансформаторов напряжения (ТН);

- счётчиков электроэнергии типов СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.02.

ИВКЭ включает в себя:

- устройство сбора и передачи данных (УСПД) типов СИКОН С10 и СИКОН С50.

ИВК состоит из:

- ИКМ-Пирамида,

- сервера баз данных,

Лист № 2 всего листов 8 - автоматизированных рабочих мест.

ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения для каждого присоединения, в которых они используются.

Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети 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. Количество накопленных в регистрах импульсов за 30-минутный интервал времени пропорционально энергии каждого вида и направления.

По окончании 30-минутного интервала накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в координированной шкале времени UTC. Результаты измерений электроэнергии за 30-минутный интервал передаются по цифровому интерфейсу RS-485 в УСПД.

УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики электрической энергии и осуществляет сбор со счетчиков и хранение результатов измерений в собственной памяти. УСПД передает результаты измерений в ИВК.

ИКМ-Пирамида осуществляет сбор результатов измерений с УСПД, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и ТН. Сервер баз данных осуществляет хранение в базе данных SQL результатов измерений. АРМ обеспечивают визуальный просмотр результатов измерений из базы данных и автоматическую передачу результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, в том числе в филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - ЗСП МЭС, филиал ОАО «СО ЕЭС» Алтайское РДУ и другим заинтересованным организациям.

Связь между ИВКЭ и ИВК осуществляется по каналу передачи данных сотового оператора, образованному GSM-модемами Siemens М35.

Связь между ИВК и внешними по отношению к АИИС системами осуществляется по основному и резервному каналам связи. В качестве основного канала связи используется глобальная сеть передачи данных Интернет, в качестве резервного канала связи используется телефонная линия общего доступа и модем AnCom.

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных каналов и состав ИИК ТИ и ИВКЭ приведен в таблице1.

АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC(SU). Синхронизация шкалы времени УСПД и шкалы времени ИВК со шкалой времени UTC(SU) осуществляется с помощью устройств синхронизации времени УСВ-1. Часы УСПД синхронизируются с УСВ непрерывно. Синхронизация часов счетчиков происходит раз в сутки, при условии, что поправки часов счетчиков больше 1 с, но меньше 119 с.

Структура АИИС допускает изменение количества измерительных каналов с ИИК ТИ, аналогичными указанным в таблице 1, а также с ИИК ТИ отличными по составу от указанных в таблице 1, но совместимыми с компонентами ИК по электрическим, информационным и конструктивным параметрам.

Таблица 1 - Состав ИИК ТИ

№ ИК АИИ С

Наименование присоединения

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии

УСПД тип, зав. №

Тип

Зав. №

К-т тр.

Кл.т

Тип

Зав. №

К-т тр-и

Кл.т

Тип

Зав. №

Кл. т.

1

ПС 110/10 кВ "Кулун-динская" ПК-240

ТФНД-110М, ТФЗМ 110Б

8697, 22998, 8779

300/5

0,5

НАМИ-110 УХЛ1

5083, 5149,

5106

110000^3/ 100^3

0,2

СЭТ-4ТМ.02

120320

43

0,2S/

0,5

СИКОН С50, №11.162

2

ПС 110/10 кВ "Кулун-динская" МК-125

ТВ-110

25, 23,

27

300/1

0,5S

НАМИ-110 УХЛ1

5042, 5490,

5486

110000^3/ 100^3

0,2

СЭТ-4ТМ.03 М

081210 1077

0,2S/

0,5

3

ПС 110/10 кВ "Кулун-динская" МК-126

ТВ-110

21, 22, 19

300/1

0,5S

НАМИ-110 УХЛ1

5083, 5149,

5106

110000^3/ 100^3

0,2

СЭТ-4ТМ.03 М

081210 1049

0,2S/

0,5

4

ПС 110/10 кВ "Кулун-динская" ОВ-110

ТВ-110

24, 26, 20

300/1

0,5S

НАМИ-110 УХЛ1

5083, 5149,

5106

110000^3/ 100^3

0,2

СЭТ-4ТМ.03 М

081210 1027

0,2S/

0,5

5

ПС 110/35/10 кВ "Ель-цовская" БЕ-26

ТФНД-110М

785, 768,

779

300/5

0,5

НКФ-110-83У1

36201, 36190,

36200

110000^3/ 100^3

0,5

СЭТ-4ТМ.02

120320

55

0,2S/

0,5

СИКОН С10, №169

6

ПС 110/35/10 кВ "Ель-цовская" ОВ-110

ТФНД-110М

508, 770, 677

300/5

0,5

НКФ-110-83У1

36201, 36190,

36200

110000^3/ 100^3

0,5

СЭТ-4ТМ.02

120320

42

0,2S/

0,5

7

ПС 35/10 "Веселояр-ская" Л-31-11

ТОЛ-СЭЩ-10

2444109,244

64-09

100/5

0,5S

ЗНОЛ.0

6

3136, 3132, 3138

10000^3/ 100^3

0,5

СЭТ-4ТМ.03 М

081209 1106

0,5S/

1,0

СИКОН С10, №165

8

ПС 220/110/35/6 "Горняцкая" ввода гибких шинопровод от 1 сш к 4 сш

ТГФМ-110 II*

5149, 5144, 5148

200/5

0,2S

НКФ-110

627480,

627478,

627487

110000^3/ 100^3

1

СЭТ-4ТМ.02

120322 06

0,2S/

0,5

СИКОН С10, №150

9

ПС 220/110/35/6 "Горняцкая" ввода гибких шинопровод от 2 сш к 3 сш

ТГФМ-110 II*

5147, 5145,

5146

200/5

0,2S

НКФ-110-57У1

2781, 2732, 2759

110000^3/ 100^3

0,5

СЭТ-4ТМ.02

120321

17

0,2S/

0,5

Программное обеспечение

Программная часть ИВК представлена специализированным программным обеспечением «Пирамида 2000.Сервер».

Таблица 2 - идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

Расчет групп

PClients.dll

1.0.0.7

754961232

CRC32

Расчёт текущих значений

PCurrentValues.dll

1.0.0.0

1732544412

CRC32

Заполнение отсутствующего профиля

PFillProfile.dll

1.0.0.0

209238024

CRC32

Фиксация данных

PFixData.dll

1.0.0.0

343171114

CRC32

Расчёт зафиксированных показаний из профиля мощности

PFixed.dll

1.1.0.0

1115746189

CRC32

Расчёт базовых параметров

PProcess.dll

2.0.2.0

4123799893

CRC32

Замещение данных

PReplace.dll

1.0.0.0

799096533

CRC32

Расчёт целочисленного профиля

PRoundV alues.dll

1.0.0.0

2617242375

CRC32

Расчёт мощно-сти/энергии из зафиксированных показаний

PValuesFrom-Fixed.dll

1.0.0.0

626049116

CRC32

Драйвер для счётчиков СЭТ-4TM.O3M и СЭТ-4TM.02

SET4TM02.dll

1.0.0.6

476166586

CRC32

Драйвер для контроллеров типа СИКОН С10

SiconS10.dll

-

787182007

CRC32

Драйвер для контроллеров типа СИКОН С50

SiconS50.dll

-

1859758939

CRC32

Абсолютная погрешность измерения электрической энергии за счет математической обработки измерительной информации составляет ±1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Максимальное количество измерительных каналов

Границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии и активной и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения ............приведены в таблице 3

Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с.........................................................................±

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

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут

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 Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет............................3,5

Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ................................................... автоматическое

Рабочие условия применения компонентов АИИС: температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С.............................. от 0 до плюс 40

температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С .....................от минус 45 до плюс 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 (для ИК №2, 3, 4, 8, 9)...................................................................от 2 до 120%

ток, % от Ihom (для ИК №1, 5, 7)...........................................................................от 5 до 120%

напряжение, % от Uhom........................................................................................от 90 до 110%

коэффициент мощности, cos ф...............................................от 0,5 инд. через 1,0 до 0,5 емк.

Таблица 3. Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной (3WA) и реактивной (3WP) энергии ИК АИИС в рабочих условиях применения для значений тока 2, 5, 20, 100% номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1.

I, % от Ihom

cos ф

ИК-1

ИК-2

ИК-3

ИК-4

ИК-5

ИК-6

о A 0W , ±%

х p OW , ±%

о A °W , ±%

х p Ow , ±%

о A °W , ±%

х p

OW , ±%

о A °W , ±%

х p Ow , ±%

о A °W , ±%

х p Ow , ±%

о A °W , ±%

х p Ow , ±%

2

0,5

_

_

4,7

2,8

_

_

4,8

2,8

3,1

2,4

2,2

2,1

2

0,8

_

_

2,6

4,1

_

_

2,7

4,2

1,9

3,3

1,4

2,8

2

0,865

_

_

2,3

5,0

_

_

2,4

5,1

1,8

3,9

1,4

3,3

2

1

_

_

1,7

-

_

_

1,8

-

1,5

-

1,2

-

5

0,5

5,3

2,6

2,8

2,2

5,4

2,7

3,0

2,3

2,8

1,8

1,7

1,4

5

0,8

2,8

4,4

1,7

2,8

2,9

4,5

1,8

3,0

1,7

2,6

1,2

1,9

5

0,865

2,5

5,5

1,5

3,3

2,6

5,6

1,6

3,4

1,6

3,0

1,1

2,1

5

1

1,7

-

1,1

-

1,8

-

1,2

-

1,3

-

0,81

-

20

0,5

2,8

1,5

2,1

1,8

3,0

1,6

2,3

1,9

2,6

1,6

1,5

1,1

20

0,8

1,5

2,3

1,3

2,4

1,7

2,5

1,4

2,5

1,6

2,3

1,0

1,5

20

0,865

1,4

2,8

1,2

2,6

1,5

3,0

1,3

2,8

1,5

2,7

0,99

1,7

20

1

0,97

-

0,87

-

1,1

-

1,0

-

1,2

-

0,75

-

100

0,5

2,0

1,2

2,1

1,8

2,2

1,3

2,3

1,9

2,6

1,6

1,5

1,1

100

0,8

1,2

1,7

1,3

2,4

1,3

1,9

1,4

2,5

1,6

2,3

1,0

1,4

100

0,865

1,1

2,0

1,2

2,6

1,2

2,3

1,3

2,8

1,5

2,7

0,99

1,6

100

1

0,75

-

0,87

-

0,90

-

1,0

-

1,2

-

0,75

-

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра ЕКМН.466453.048 ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» Формуляр»

Комплектность

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

Трансформаторы тока:

ТОЛ-СЭЩ-10

№32139-06

2

ТВ-110

№32123-06

9

ТГФМ-110 II*

№36672-08

6

ТФНД-110М

№2793-71

8

ТФЗМ-110Б

№24811-03

1

Трансформаторы напряжения:

ЗНОЛ.06

№3344-04

3

НКФ-110-83У1

№1188-84

3

НКФ-110

№922-54

3

НКФ-110-57У1

№14205-05

3

НАМИ-110 УХЛ1

№24218-08

6

Счетчики электрической энергии:

СЭТ -4ТМ.03М

№36697-08

4

СЭТ-4ТМ.02

№20175-01

5

ИВКЭ:

СИКОН С10

№21741-03

3

СИКОН С50

№28523-05

1

УСВ-1

№28716-05

4

ИВК:

ИКМ-Пирамида

№29484-05

1

УСВ-1

№28716-05

1

Сервер баз данных

1

АРМ

1

Связующие компоненты:

Модем Siemens M35

5

Модем AnCom

1

Документация

ЕКМН.466453.048 ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» Формуляр»

ЕКМН.466453.048 Д1 «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» Методика поверки

Поверка

осуществляется по методике поверки ЕКМН.466453.048 Д1 «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» Методика поверки», утвержденной ФГУП «СНИИМ» в июне 2011 г.

Лист № 7 всего листов 8

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП-2-2У, мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», часы «Электроника-65».

Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке:

- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;

- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;

- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.

- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

- УСПД СИКОН С10 - в соответствии с методикой поверки «Контроллеры индустриальные сетевые СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 180.00.000 И1», утвержденной ВНИИМС в 2003г.

- УСПД СИКОН С50 - в соответствии с методикой поверки «Контроллеры индустриальные сетевые СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 198.00.000 И1», утвержденной ВНИИМС в 2004г.

- Комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с методикой поверки «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденной ВНИИМС в 2005г.

- УСВ-1 - в соответствии с методикой поверки: «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденной ФГУП ВНИИФТРИ в декабре 2004г.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго». Свидетельство об аттестации методики измерений №98-01.00249-2011 от 21 июня 2011 г.

Нормативные документы

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

2. ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

3. ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

4. ГОСТ 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)

5. ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.

6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). 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. Статические счетчики реактивной энергии.

8. ЕКМН.466453.048 «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго». Технорабочий проект»

Лист № 8

всего листов 8

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание