Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ "Кашхатау ГЭС"
| Номер в ГРСИ РФ: | 45951-10 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Энера Инжиниринг", г.Москва |
| 45951-10: Описание типа СИ | Скачать | 565.5 КБ |
Для измерений коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. Для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ "Кашхатау ГЭС" на оптовом рынке электрической энергии (мощности). Область применения: на Кашхатау ГЭС филиала ОАО "РусГидро" - "Кабардино- Балкарский филиал" (Республика Кабардино-Балкария, Черекский район, п. Кашхатау) и граничащих с ним по цепям электроснабжения энергосистемах, промышленных и других энергопоставляющих (энергопотребляющих) предприятиях.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 45951-10 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ "Кашхатау ГЭС" |
| Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94 и тех.документация ОАО |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2010 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМС |
| Адрес центра | 119361, г.Москва, Озерная ул., 46 |
| Руководитель центра | Кононогов Сергей Алексеевич |
| Телефон | (8*095) 437-55-77 |
| Факс | 437-56-66 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 41635 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 03д4 от 29.07.10 п.190 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Энера Инжиниринг", г.Москва
Россия
105082, Рубцовская наб, д.3, стр.1 тел. (495) 363-3653 (многоканальный), факс 363-3656, E-mail: info@optima.ru
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП ВНИИМС |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 45951-10: Описание типа СИ | Скачать | 565.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» (далее - 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 распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационный комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчик активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28822-05 (Рег. № 28822-05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2, Рег. № 41681-09, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.
АИИС КУЭ не имеет модификаций. Доступ к элементам и средствам измерений АИИС КУЭ ограничен на всех уровнях при помощи механических и программных методов и способов защиты.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ, заводские номера средств измерений уровней ИИК и ИВКЭ, идентификационные обозначения элементов уровня ИВК указаны в формуляре.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (один раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к национальной шкале координированного времени UTC(SU) 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 результатов измерений в организации-участники 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;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
передача журналов событий счетчиков.
Величины первичных токов и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности с учетом коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер АИИС КУЭ (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, сервера АИИС КУЭ. В качестве УСВ используются УСВ-2 принемающее сигнал навигационной системы ГЛАНАСС.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 происходит с цикличностью один раз в 12 часов. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 осуществляется при расхождении показаний часов АИИС КУЭ и УСВ-2 на величину более чем ±1 с
Сравнение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к УСПД, не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам и УСПД, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
ПО «Пирамида 2000» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1ca480ac |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
Кашхатау ГЭС, ГА-1 10,5 кВ |
ТПОЛ-10 Кл.т 0,5 Ктт=1500/5 Рег. № 1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл.т 0,5 Ктн 10000/\3/100/\3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 |
Сервер АИИС КУЭ, УСВ-2 Рег. № 41681-09 |
|
2 |
Кашхатау ГЭС, ГА-2 10,5 кВ |
ТПОЛ-10 Кл.т 0,5 Ктт=1500/5 Рег. № 1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл.т 0,5 Ктн 10000/\3/100/\3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ||
|
3 |
Кашхатау ГЭС, ГА-3 10,5 кВ |
ТПОЛ-10 Кл.т 0,5 Ктт=1500/5 Рег. № 1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл.т 0,5 Ктн 10000/\3/100/\3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ||
|
4 |
Кашхатау ГЭС, ОРУ-110 кВ, II СШ, яч. 1, ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Дубки (Л-102) |
ТРГ-110 II* Кл.т 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 |
НАМИ-110УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн= 110000/100 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ||
|
5 |
Кашхатау ГЭС, ОРУ-110 кВ, I СШ, яч. 5, ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) |
ТРГ-110 II* Кл.т 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 |
НАМИ-110УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн= 110000/100 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ||
|
6 |
Кашхатау ГЭС, ОРУ-110 кВ, I СШ, яч. 6, ВЛ 110 кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Л-190) |
ТРГ-110 II* Кл.т 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 |
НАМИ-110УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн=110000/100 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ||
|
7 |
Кашхатау ГЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 7, ОВ 110 кВ М-2 |
ТРГ-110 II* Кл.т 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 |
НАМИ-110УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн=110000/100 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
8 |
Кашхатау ГЭС, КРУ-10 кВ, IV СШ, КЛ-10 кВ от опоры № 1 ВЛ 10кВ Кашхатау ГЭС - Кашхатау (Ф-1010) |
ТЛО-10 Кл.т 0,5 Ктт=1500/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛ.06 Кл.т 0,5 Ктн 10000/\3/100/\3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 |
Сервер АИИС КУЭ, УСВ-2 Рег. № 41681-09 |
|
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 3, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСВ, УСПД на аналогичные утвержденного типа. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменение в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть. | ||||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
cos9 |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2) %, ,1(2)< I изм< I 5 % |
55 %, I5 %< I изм< I 20 % |
520 %, 20 %< I изм< I 100 % |
5100 %, 100 %< I изм< I 120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 3, 8 ТТ-0,5;ТН-0,5; Сч-0,28 |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,9 | |
|
4 - 7 ТТ-0,28; ТН-0,2; Сч-0,28 |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,7 |
±0,7 |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
Номер ИИК |
cosф/sinф |
Пределы допускаемой относительной ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2) %, 1(2)< I изм< I 5 % |
55 %, I5 %< I изм< I 20 % |
520 %, 20 %< I изм< I 100 % |
5100 %, 100 %< I изм< I 120 % | ||
|
1 - 3, 8 ТТ-0,5;ТН-0,5; Сч-0,5 |
0,8/0,6 |
- |
±4,9 |
±3,2 |
±2,9 |
|
0,5/0,87 |
- |
±3,3 |
±2,5 |
±2,4 | |
|
4 - 7 ТТ-0,28;ТН-0,2; Сч-0,5 |
0,8/0,6 |
±2,9 |
±2,4 |
±2,4 |
±2,4 |
|
0,5/0,87 |
±2,6 |
±2,2 |
±1,2 |
±1,2 | |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с | |||||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom |
от 98 до 102 |
|
ток, % От Ihom |
от 100 до 120 |
|
частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
относительная влажность воздуха при +25°С, % |
от 30 до 80 |
|
Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
ток, % от Ihom, для ИК 1 - 3, 8 |
от 1 до 120 |
|
ток, % от Ihom, для ИК 4 - 7 |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности |
От 0,5 инд. дО 0,8 емк. |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +50 |
|
температура окружающей среды для счетчиков, УСПД СИКОН С70, УСВ-2 °С |
от +5 до +35 |
|
относительная влажность воздуха при +25°С, % |
от 75 до 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД СИКОН С70: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ-2: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
УСПД СИКОН С70: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты: параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра печатным способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Тип |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТРГ-110 II* |
12 шт. |
|
ТПОЛ-10 |
9 шт. | |
|
ТЛО-10 |
3 шт. | |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110УХЛ1 |
6 шт. |
|
ЗНОЛ.06 |
12 шт. | |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
8 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С70 |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 шт. |
|
Модем сотовый стандарта GSM |
Fargo Maestro 100 |
3 шт. |
|
Коммуникатор |
Ethernet AT-GS900 Allied Telesyn |
1 шт. |
|
Источник бесперебойного питания |
APC SMART-UPS 19” |
1 шт. |
|
Сервер АИИС КУЭ |
HP ProLiant DL160 G6 |
1 шт. |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
|
Специализированное программное обеспечение |
ПО «Пирамида 2000» |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
1000002.АИИС.ЭД.01.001.ПС |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии «Кашхатау ГЭС»».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
Смотрите также
