Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии В/ч 61676 (АИИС КУЭ В/ч 61676)

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 02 от 31.01.08 п.66
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 30391
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект. документация РТИТ 708. 00. 000 РП
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета на оптовом рынке электроэнергии В/ч 61676 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами В/ч 61676, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов на оптовом рынке электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• периодически (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 розничного рынка электроэнергии результатов измерений;

• предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников розничного 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).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - трансформаторы тока класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,2S по ГОСТ 30206 для активной энергии и 0,5 по ГОСТ 26035 для реактивной энергии, установленные на объектах указанных таблице 1.

2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на основе комплекса аппаратно-программных средств измерения электроэнергии Сикон С70 (№ Гос реестра 28822-05)

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс на основе специализированного программного обеспечения (пакет «Пирамида» от ИИС «Пирамида» № госреестра 21906-01), маршрутизатора («ИКМ-Пирамида»), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АПИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (№ госреестра 28716-05), автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).

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. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микро процессоре 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по коммутируемым телефонным каналам или сотовой связи через интернет-провайдера.

АНИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени (УСВ-1), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). GPS-приемник входит в состав УСПД. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, погрешность синхронизации не более 0,1с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД с временем УСПД осуществляется каждые 60 мин, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД не более 2с. Сличение времени счетчиков электрической энергии с временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков электрической энергии при расхождении со временем УСПД ±4 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРРАКТЕРИСТИКИ

Состав измерительных каналов приведен в таблице 1.

Таблица 1

ИК

Наименование присоединения

СИ, входящие в состав ИК

Зав. №

Класс точности

№ в

Г осударственном реестре СИ

Кол-во шт.

1

ПС "Лесная" фидер №611

ТПЛ-10; 150/5

58065

15811

0,5

0,5

22192-03

2

НАМИ-10 6000/100

906

903

0,5

0,5

11094-87

2

СЭТ-4ТМ.03

0107071090

0,2S/0,5

27.524-04

1

2

ПС "Лесная" фидер №613

ТПЛ-10; 150/5

56425

58693

0,5

22192-03

2

НАМИ-10 6000/100

906

903

0,5

11094-87

2

СЭТ-4ТМ.03

0107071039

0,2S/0,5

27.524-04

1

№ ИК

Наименование присоединения

СИ, входящие в состав ИК

Зав. №

Класс точности

№ в

Г осударственном реестре СИ

Кол-во шт.

3

ПС "Лесная" фидер №614

ТПЛ-10; 400/5

56373

56330

0,5

1276-59

2

НАМИ-10 6000/100

906

903

0,5

11094-87

2

СЭТ-4ТМ.03

0107070073

0,2S/0,5

27524-04

1

4

ПС "Лесная" фидер №601

ТПЛ-10; 400/5

56304

57097

0,5

1276-59

2

НАМИ-10 6000/100

906

903

0,5

11094-87

2

СЭТ-4ТМ.03

0107071060

0,2S/0,5

27 524-04

1

5

ПС "Лесная" фидер №602

ТПЛ-10; 200/5

46855

53261

0,5

1276-59

2

НАМИ-10 6000/100

906

903

0,5

11094-87

2

СЭТ-4ТМ.03

0107072085

0,2S/0,5

27 524-04

1

6

ПС "Лесная" фидер №603

ТПЛ-10; 100/5

60551

60249

0,5

1276-59

2

НАМИ-10 6000/100

906

903

0,5

11094-87

2

СЭТ-4ТМ.03

0107070077

0,2S/0,5

271524-04

1

7

ПС "Луговая" фидер № 602

ТПЛ-10; 200/5

28589

25603

0,5

1276-59

2

НТМИ-6 6000/100

1024

0,5

380-43

1

СЭТ-4ТМ.03

0107071137

0,2S/0,5

27:524-04

1

8

ПС "Луговая" фидер № 604

ТПЛ-10; 150/5

333

618

0,5

1276-59

2

НТМИ-6 6000/100

1024

0,5

380-43

1

СЭТ-4ТМ.03

0107072052

0,2S/0,5

271524-04

1

9

ПС "Луговая" фидер № 605

ТПЛ-10; 400/5

70797

82088

0,5

1276-59

2

НТМИ-6 6000/100

1024

0,5

380-43

1

СЭТ-4ТМ.03

0107079139

0,2S/0,5

271524-04

1

10

ПС "Луговая" фидер № 606

ТПЛ-10; 400/5

82090

82007

0,5

1276-59

2

НТМИ-6 6000/100

1024

0,5

380-43

1

СЭТ-4ТМ.03

0107079139

0,2S/0,5

271524-04

1

11

ПС "Воскресенск" фидер № 601

ТПЛ-10; 150/5

3429

4342

0,5

1276-59

2

НАМИ-10 6000/100

1078

1707

0,5

11094-87

2

СЭТ-4ТМ.03

0107070088

0,2S/0,5

271524-04

1

12

ПС "Воскресенск" фидер № 602

ТПЛ-10; 150/5

8380

4692

0,5

1276-59

2

НАМИ-10 6000/100

1078

1707

0,5

11094-87

2

СЭТ-4ТМ.03

0107072031

0,2S/0,5

27:524-04

1

13

ПС "Воскресенск" фидер № 604

ТПЛ-10; 150/5

7718

7708

0,5

1276-59

2

НАМИ-10 6000/100

1078

1707

0,5

11094-87

2

СЭТ-4ТМ.03

0107071234

0,2S/0,5

27 524-04

1

ИК

Наименование присоединения

СИ, входящие в состав ИК

Зав. №

Класс точности

№ в

Г осударственном реестре СИ

Кол-во шт.

14

ПС «Сернур» ВЛ № 1009

ТЛМ-10; 50/5

00272

00209

0,5

2473-69

2

НАМИТ-10 10000/100

0292

0,5

18178-99

2

СЭТ-4ТМ.03

0107071193

0,2S/0,5

27 524-04

1

Технические характеристики

Таблица 2

№/№

Наименование характеристики

Значение

1.

Количество измерительных каналов

14

2.

Диапазон первичного тока (Ij) для ИК № (3,4,9,10) (А):

(20-480)

3.

Диапазон первичного тока (Ij) для ИК № (5,7) (А):

(10-240)

4.

Диапазон первичного тока (К) для ИК № (1,2,8,11,12,13) (А):

(7,5-180)

5.

Диапазон первичного тока (Ij) для ИК № 6 (А):

(5-120)

6.

Диапазон первичного тока (1|) для ИК № 14 (А):

(2,5-60)

7.

Диапазон вторичного тока (Н), включающих ТТ с классом точности 0,5 для ИК №(1-14), (А):

(0,25-5,0)

8.

Диапазон первичного напряжения (Ut) для ИК № (1-13), (кВ):

(5,4 - 6,6)

9.

Диапазон первичного напряжения (Uj) для ИК № 14, (кВ):

(9-11)

10.

Диапазон вторичного напряжения (U2) для ИК № (1-14), (В):

(20-120)

11.

Диапазон мощности нагрузки ТТ для ИК №( 1-14)при номинальной 10 В А и coscp2 > 0,8, (ВА)

(4-10)

12.

Диапазон мощности нагрузки TH для ИК № (1-14) при номинальной 200 ВА и coscp2 > 0,8, (ВА)

(53-229)

13.

Падение напряжения на соединении TH со счетчиком для ИК, не более, %

0,25

14.

Коэффициент мощности (coscp)

(0,8 - 1,0) емк. (0,5 - 1,0) инд

12.

Доверительные границы относительной погрешности измерения количества активной электрической энергии для

ИК№№ 1-14. (%):

820%, для диапазона 5%<I/In<20% (0,8< coscp <1)

5юо%, для диапазона 20%<1/1п< 100% (0,8< coscp <1)

5120%, для диапазона 100%<1/1п< 120% (0,8< coscp <1)

±(1,2...2,6) ±(1,0...1,7) ±(1,0...1,3)

13

Доверительные границы относительной погрешности измерения количества реактивной электрической энергии для

ИК№№ 1-14, (%):

620%, для диапазона 5%<I/In<20% (0,6< coscp <0,9)

5юо%, Для диапазона 20%<1/1п< 100% (0,6< coscp <0,9)

5120%, для диапазона 100%<1/1п< 120% (0,6< coscp <0,9)

±(2,6...4,6)

±(2,0...2,6) ±2,0

16

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений для всех ИК, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальной в пределах рабочего диапазона на каждые 10°С:

- при измерении количества активной электрической энергии:

при coscp=l при coscp=0,5.

- при измерении количества реактивной электрической энергии

± 0,3 %

± 0,5 %

± 0,5 %

17

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений

№/№

Наименование характеристики

Значение

количества активной электрической энергии для всех ИК, вызванной

изменением первичного напряжения в пределах ±10 %: при COS(p=l при cos<p=0,5

± 0,2 %

± 0,4 %

18

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений для всех

ИК, вызванной изменением частоты в пределах ± 2 %:

- при измерении количества активной электрической энергии

- при измерении количества реактивной электрической энергии

± 0,2 %

± 1,5 %

19

Погрешность измерения количества активной и реактивной электрической энергии для всех ИК, обусловленная методом передачи и обработки измерительной информации от счетчика, не более, (%)

±0,05

20

Пределы абсолютной погрешности измерения среднесуточного текущего астрономического времени, (с)

±5

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.

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

3. В качестве характеристик температурного коэффициента указаны пределы его допускаемых значений в % от измеряемой величины на °C.

4. Нормальные условия:,

• Параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1-1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;

• Температура окружающей среды (15 - 25) °C.

5. Рабочие условия:

• Параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,05 - 1,2) Ihom, coscp = 0,8 инд.;

• Температура окружающей среды: для измерительных трансформаторов (минус 40 -плюс70) °C; для счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 (минус 40 - плюс 60) °C; для сервера от (10—40) °C; для УСПД (минус 10 - плюс50) °C.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной энергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками на хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный. Замена оформляется актом в установленном в В/ч 61676 порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• Счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ (для счетчиков СЭТ-4ТМ.03), не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.

• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов.

• Сервер - среднее время наработки на отказ не менее 60000 часов среднее время восстановления работоспособности 1 час.

Надежность системных решений:

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники Розничного рынка электроэнергии по электронной почте;

• резервирование питание УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• в журнале УСПД:

о параметрирования;

о пропадания напряжения;

о коррекции времени в УСПД;

Регистрация событий:

• в журнале событий счетчика:

о параметрирования;

о пропадания напряжения;

о коррекции времени в счетчике;

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

о счетчика электрической энергии;

о промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

о испытательной коробки;

о УСПД;

о сервера;

• защита информации на программном уровне:

о результатов измерений;

о установка пароля на счетчик;

о установка пароля на УСПД;

о установка пароля на сервер;

Глубина хранения информации:

• счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

• УСПД - сохранение информации при отключении питания - 3 года;

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

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ В/ч 61676.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит методика поверки РТИТ 708. 00. 000.МП, техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверку системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии В/ч 61676 осуществляют в соответствии с документом: «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии В/ч 61676. Методика поверки РТИТ 708. 00. 000.МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Марийский ЦСМ 14.12. 2007 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты.

- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;

- TH по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 по методике ИЛГШ.411152.126РЭ1;

- СИКОН С 70 по методике поверки ВЛСТ.220.00.000И1

- устройство синхронизации времени УСВ-1 по методике поверки ВЛСТ 221.00.000МП». Межповерочный интервал 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»

ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»

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

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

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

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

МИ 2845-2003 «ГСИ. Трансформаторы напряжения 6Л/3 ... 35 кВ измерительные. Методика периодической поверки на месте эксплуатации»

Система автоматизированная коммерческого учёта электроэнергии В/ч 61676. Технорабочий проект РТИТ 708. 00. 000.ТП.

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии В/ч 61676 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа и метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.

Развернуть полное описание