|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330 кВ Губкин |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Энсис Технологии", г.Москва |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 03012-59073365-05 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330 кВ Губкин (далее – АИИС КУЭ ПС 330 кВ Губкин) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов времени.
|
| Описание | АИИС КУЭ ПС 330 кВ Губкин является двухуровневой системой с иерархической распределенной обработкой информации:
– первый – уровень измерительных каналов (далее – ИК);
– второй – уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (далее – ИВКЭ);
В состав АИИС КУЭ ПС 330 кВ Губкин входит система обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.
АИИС КУЭ ПС 330 кВ Губкин решает следующие задачи:
– измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
– формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов измерений, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в электронный архив, формирование архива технической и служебной информации;
– передача в организации – участники ОРЭ результатов измерений (1 раз в сутки);
– синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и с помощью СОЕВ, соподчиненной национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с пределами погрешности ± 5 с;
– автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-технических средств ИК и ИВКЭ;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).
АИИС КУЭ ПС 330 кВ Губкин включает следующие уровни:
1-й уровень ИК состоит из 23 измерительных каналов и включает в себя:
– измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5; 1; 3;
– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5; 1,0;
– cчетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа класса точности 0,2S/0,5;
– вторичные измерительные цепи.
2-й уровень ИВКЭ включает в себя:
– технические средства приемо-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
– устройство сбора и передачи данных (УСПД).
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. 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 вычисляется для интервалов времени 30 мин суммированием результатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал времени 0,02 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале времени усреднения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электрической энергии.
АИИС КУЭ ПС 330 кВ Губкин оснащена СОЕВ. Синхронизация времени производится с помощью устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования (GPS). От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них – внутренние часы счетчиков, подключенных к УСПД.
Регламентированный доступ к информации серверов данных АИИС КУЭ с автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторов осуществляется через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.
Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:
– испытательной коробки (специализированного клеммника);
– крышки клеммных отсеков счетчиков.
|
| Программное обеспечение | Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
– периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);
– автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
– хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;
– автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;
– использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));
– конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
– сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
– передача данных по присоединениям в сервера ЦСОД МЭС Центра, ОАО «АТС» и другим заинтересованным субъектам ОРЭ результатов измерений;
– автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ПС 330 кВ Губкин, событий в АИИС КУЭ ПС 330 кВ Губкин.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ПС 330 кВ Губкин;
– обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
– автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения (наименование програмного модуля , наименование файла) | Номер версии (идентифика-ционный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | | Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-ЦЕНТР» | ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Программа планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей, Amrserver.exe) | 11.07.01.01 | e357189aea0466e9
8b0221dee68d1e12 | MD5 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:
– установкой пароля на счетчик;
– установкой пароля на сервер;
– защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния нет.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
| Канал измерений | Состав измерительного канала | Ктт ·Ктн ·Ксч | | Вид электрической энергии | Метрологические характеристики | | Номер ИК | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ,
класс точности,
коэффициент трансформации,
№ в Госреестре СИ | Обозначение, тип | | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 5 | | 6 | | 7 | | | 8 | | | 1 | ВЛ-330 кВ Лебеди | ТТ1 | КТ=0,5 | А | ТФУМ 330А-У1 | | 6600000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется* | Ненормируется* | | Ненормируется |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 5 | | 6 | | 7 | | | 8 | | | | 2 | ВЛ-220 кВ НВАЭС | ТТ | КТ=1 | А | ТВ-220 | | 264000 | | Активная
Реактивная | ± 2,1%
± 4,0% | ± 9,0%
± 4,0% | | | | 3 | ОМВ-110 кВ | ТТ | КТ=1 | А | ТНДМ-110Б | | 220000 | | Активная
Реактивная | ± 1,7%
± 4,0% | ± 9,0%
± 4,0% | | | | 4 | ВЛ-110 кВ Горшечное | ТТ | КТ=0,5 | А | ТФНД-110М | | 132000 | | Активная
Реактивная | ± 1,1%
± 2,2% | ± 5,0%
± 2,3% | | |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 5 | | 6 | | 7 | | | 8 | | | | 5 | ВЛ-110 кВ К.Бугры | ТТ | КТ=0,5 | А | ТВ-110-52 | | 220000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | | | 6 | ВЛ-110 кВ ЛГОК1 | ТТ | КТ=0,5 | А | ТВ-110-52 | | 220000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | | | 7 | ВЛ-110 кВ ЛГОК2 | ТТ | КТ=0,5 | А | ТВ-110-52 | | 220000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 5 | | 6 | | 7 | | | 8 | | | | 8 | ВЛ-110 кВ Мантурово | ТТ | КТ=3 | А | ТНДМ-110 | | 132000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | | | 9 | ВЛ-110 кВ Пушкарная | ТТ | КТ=3 | А | ТНДМ-110 | | 132000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | | | 10 | ВЛ-110 кВ СГОК 1 | ТТ | КТ=3 | А | ТНДМ-110 | | 132000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 5 | | 6 | | 7 | | | 8 | | | | 11 | ВЛ-110 кВ СГОК 2 | ТТ | КТ=3 | А | ТНДМ-110 | | 132000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | | | 12 | ВЛ-110 кВ Ст.Оскол тяга | ТТ | КТ=3 | А | ТНДМ-110 | | 132000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | | | 13 | ВЛ-110 кВ Ст.Оскол-1 | ТТ | КТ=3 | А | ТНДМ-110 | | 132000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 5 | | 6 | | 7 | | | 8 | | | | 14 | ВЛ-35 кВ Водозабор 1 | ТТ | КТ=0,5 | А | ТВД-35 | | 42000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | | | 15 | ВЛ-35 кВ Водозабор 2 | ТТ | КТ=0,5 | А | ТВД-35 | | 42000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | | | 16 | ВЛ-35 кВ ГТЭЦ 1 | ТТ | КТ=0,5 | А | ТВ 35/25 | | 42000 | | Активная
Реактивная | ± 1,1%
± 2,2% | ± 5,0%
± 2,3% | | |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 5 | | 6 | | 7 | | | 8 | | | | 17 | ВЛ-35 кВ ГТЭЦ 2 | ТТ | КТ=0,5 | А | ТВД-35 | | 42000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | | | 18 | ВЛ-35 кВ Западная 1 | ТТ | КТ=0,5 | А | ТВДМ-35-1-600/5 | | 42000 | | Активная
Реактивная | ± 1,1%
± 2,2% | ± 5,0%
± 2,3% | | | | 19 | ВЛ-35 кВ Западная 2 | ТТ | КТ=0,5 | А | ТВ 35/25 | | 42000 | | Активная
Реактивная | ± 1,1%
± 2,2% | ± 5,0%
± 2,3% | | |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 5 | | 6 | | 7 | | | 8 | | | | 20 | ВЛ-35 кВ Северная 1 | ТТ | КТ=0,5 | А | ТВД-35 | | 42000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | | | 21 | ВЛ-35 кВ Северная 2 | ТТ | КТ=0,5 | А | ТВД-35 | | 42000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | | | 22 | ЛЭП-35 кВ ЛГОК 1 | ТТ | КТ=0,5 | А | ТВД-35 | | 42000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется* | Ненормируется* | | |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 5 | | 6 | | 7 | | | 8 | | | | 23 | ЛЭП-35 кВ ЛГОК 2 | ТТ | КТ=0,5 | А | ТВД-35 | | 42000 | | Активная
Реактивная | Ненормируется * | Ненормируется * | | |
* Данный канал является информационным.
Примечания:
1. В графе 7 таблицы 2 «Основная погрешность ИК, %» приведены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95; cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном Iном.
2. В графе 8 таблицы 2 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, %» приведены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95; cosφ=0,5 (sinφ=0,87) и токе ТТ, равном 10 % от Iном.
3. Нормальные условия эксплуатации:
– параметры сети: диапазон напряжения (0,98 ÷ 1,02)Uном; диапазон силы тока(1,0 ÷ 1,2)Iном; коэффициент мощности cos(=0,9 инд.
– температура окружающего воздуха для счетчиков электрической энергии: от минус 40˚С до 25˚С; УСПД – от минус 40˚С до 60˚С;
– магнитная индукция внешнего происхождения – 0 мТл;
– относительная влажность воздуха (70±5) %;
– атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
– параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)Uном1; диапазон силы первичного тока (0,01 ÷ 1,2)Iном1; коэффициент мощности cos( (sin() 0,5 ÷ 1,0 (0,6 ÷ 0,87); частота (50 ( 0,5) Гц;
– температура окружающего воздуха от (30˚С до 35˚С;
– относительная влажность воздуха (70±5) %;
– атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.
Для счетчиков электрической энергии:
– параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)Uном2; диапазон силы вторичного тока (0,01 ÷ 1,2)Iном2; диапазон коэффициента мощности cos( (sin() 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87); частота (50 ( 0,5) Гц;
– магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
– температура окружающего воздуха от 15˚С до 30˚С;
– относительная влажность воздуха (40 ÷ 60) %;
– атмосферное давление (750±30) мм рт. ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
– параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В, частота (50 ± 1) Гц;
– температура окружающего воздуха от 15 ˚С до 30 ˚С;
– относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
– атмосферное давление (750 ± 30) мм рт.ст.
5. Надежность применяемых в системе компонентов:
– счётчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менееТ = 80 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 48 ч;
– УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;
6. Глубина хранения информации:
– счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, не менее 70 суток; при отключении питания – не менее 30 лет.
– УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому ИК – не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания – не менее 3 лет.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на однотипные с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭПС 330 кВ Губкин как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений интервалов времени ± 5 с/сут.
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ ПС 330 кВ Губкин приведена в таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ ПС 330 кВ Губкин
| Наименование | Тип | Количество | | Измерительный трансформатор тока | ТВ 35/25 | 4 шт. | | Измерительный трансформатор тока | ТВ-110-18 | 1 шт. | | Измерительный трансформатор тока | ТВ-110-52 | 8 шт. | | Измерительный трансформатор тока | ТВ-220 | 3 шт. | | Измерительный трансформатор тока | ТВД-35 | 14 шт. | | Измерительный трансформатор тока | ТВДМ-35-1-600/5 | 2 шт. | | Измерительный трансформатор тока | ТНДМ-110 | 17 шт. | | Измерительный трансформатор тока | ТФНД-110М | 2 шт. | | Измерительный трансформатор тока | ТФУМ 330А-У1 | 3 шт. | | Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 6 шт. | | Измерительный трансформатор напряжения | НКФ 110-57 | 6 шт. | | Измерительный трансформатор напряжения | НКФ 220-58 | 3 шт. | | Измерительный трансформатор напряжения | НКФ-М-330 | 3 шт. | | Счетчик электроэнергии многофункциональный | ЕвроАльфа | 23 шт. | | Устройство сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов | RTU-325 | 1 шт. | | Руководство по эксплуатации | | 1 шт. | | Методика поверки | | 1 шт. |
|
| Поверка |
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 330 кВ Губкин – АИИС КУЭ ПС 330 кВ Губкин. Методика поверки. 03012-59073365-05.МП».
Рекомендуемые средства поверки:
– переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь для работы со счетчиками электрической энергии и с программным обеспечением для работы с радиочасами РЧ-011;
– мультиметры Ресурс-ПЭ – 2 шт.;
– радиочасы РЧ-011/2.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ПС 330 кВ Губкин
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
|
| Заявитель | ООО «Энсис Технологии»
105066, г. Москва, ул. Новорязанская, д. 31/7, корп. 2.
Телефон: (495) 514-02-00; Факс (495) 514-02-00; Сайт: www.ensyst.ru
|
| Испытательный центр | ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20; www.penzacsm.ru
Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail: pcsm@sura.ru
Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 30033-10.
| |
