Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) "Баксанская ГЭС" филиал ОАО "РусГидро" - "Кабардино-Балкарский филиал
| Номер в ГРСИ РФ: | 54317-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "РИТЭК-СОЮЗ", г.Краснодар |
| 54317-13: Описание типа СИ | Скачать | 143.6 КБ |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 54317-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) "Баксанская ГЭС" филиал ОАО "РусГидро" - "Кабардино-Балкарский филиал |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 849 п. 39 от 29.07.2013 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ), г.Краснодар
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МИ 3000-2006 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 54317-13: Описание типа СИ | Скачать | 143.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) «Баксанская ГЭС» филиал ОАО «РусГидро» -«Кабардино-Балкарский филиал» (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) RTU 327 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09 (Рег. № 41907-09), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС», Рег. № 45951-10 включает в себя сервер (сервер АИИС КУЭ), 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 без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
УСПД по проводным линиям связи (интерфейс RS-485), с периодичностью не реже одного раза в 30 минут опрашивает счетчики и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. По окончании опроса, УСПД, автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные результаты измерений в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ, по выделенному волоконно-оптическому каналу связи, с периодичностью не реже одного раза в 30 минут опрашивает УСПД и считывает с него 30минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.
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. В качестве УСВ используются УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» принемающее сигнал навигационной системы ГЛАНАСС.
Сравнение показаний часов УСПД и УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера УСПД и УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам и УСПД (один раз в 30 мин). Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±2 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 «Альфа Центр» AC RTU |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7808 AC_RTU 11.07.01.01 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Armserver.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
ID 2128516925 |
ПО «Альфа Центр» AC_RTU не влияет на метрологические характеристики ИК, указанные в таблице 3.
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 первого и второго уровней ИК
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав первого и второго уровней ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ Л-211, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211) |
ELK-CT0 Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06 |
STE3/123 Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 33110-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 |
RTU 327 Рег.№ 41907-09 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
2 |
Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ Л-210, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)» |
ELK-CT0 Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06 |
STE3/123 Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 33110-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 | |
|
3 |
Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ Л-3, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС -Кызбурун (Л-3) |
ELK-CT0 Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06 |
STE3/123 Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 33110-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 | |
|
4 |
Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ Л-4, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС -ЦРУ (Л-4) |
ELK-CT0 Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06 |
STE3/123 Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 33110-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5 |
Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ Л-37, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС - Баксан 330 (Л-37) |
ELK-CT0 Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06 |
STE3/123 Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 33110-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 |
RTU 327 Рег.№ 41907-09 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
6 |
Баксанская ГЭС, ГА-1 6,3 кВ |
TPU 4 Кл.т 0,2S Ктт=1200/5 Рег. № 17085-98 |
TJP4 Кл.т 0,2 Ктн 6300/\3/100/\3 Рег. № 33110-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 | |
|
7 |
Баксанская ГЭС, ГА-2 6,3 кВ |
TPU 4 Кл.т 0,2S Ктт=1200/5 Рег. № 17085-98 |
TJP4 Кл.т 0,2 Ктн 6300/\3/100/\3 Рег. № 33110-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 | |
|
8 |
Баксанская ГЭС, ГА-3 6,3 кВ |
TPU 4 Кл.т 0,2S Ктт=1200/5 Рег. № 17085-98 |
TJP4 Кл.т 0,2 Ктн 6300/\3/100/\3 Рег. № 33110-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 | |
|
9 |
ВЛ 10кВ Баксанская ГЭС -Баксан 330 (Ф-106), опора № 41, КЛ-10кВ |
ТЛО-10 Кл.т 0,5S Ктт=15/5 Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т 0,5 Ктн 10000/\3/100/\3 Рег. № 47583-11 |
A1805RLQ- P4GB-DW-4 кл. т. 0,5S/1,0 Рег.№ 31857-11 | |
|
12 |
Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ-ТПГ, ввод 110кВ ТПГ |
ELK-CT0 Кл.т 0,2S Ктт=400/5 Рег. № 33113-06 |
STE3/123 Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 33110-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
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 - 5, 12 TT-0,2S;TH-0,2; C4-0,2S |
1,0 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,5 |
±0,5 |
|
0,9 |
- |
±1,0 |
±0,7 |
±0,6 | |
|
0,8 |
- |
±1,2 |
±0,8 |
±0,7 | |
|
0,5 |
- |
±1,9 |
±1,3 |
±1,0 | |
|
6 - 8 TT-0,2S; TH-0,2; C4-0,2S |
1,0 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,6 |
±0,5 |
|
0,9 |
- |
±1,1 |
±0,7 |
±0,6 | |
|
0,8 |
- |
±1,2 |
±0,8 |
±0,7 | |
|
0,5 |
- |
±1,9 |
±1,3 |
±1,1 | |
|
9 TT-0,5S; TH-0,5; C4-0,5S |
1,0 |
±2,1 |
±1,9 |
±1,1 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,5 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,8 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±4,9 |
±3,2 |
±2,3 | |
|
Номер ИК |
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 - 5, 12 TT-0,2S;TH-0,2; Сч-0,5 |
0,8/0,6 |
- |
±2,2 |
±1,4 |
±1,1 |
|
0,5/0,87 |
- |
±1,6 |
±1,1 |
±0,9 | |
|
6 - 8 TT-0,2S; TH-0,2; Сч-0,5 |
0,8/0,6 |
- |
±2,3 |
±1,4 |
±1,1 |
|
0,5/0,87 |
- |
±1,7 |
±1,1 |
±0,9 | |
|
9 TT-0,5S; TH-0,5; Сч-1,0 |
0,8/0,6 |
- |
±4,4 |
±3,0 |
±2,6 |
|
0,5/0,87 |
- |
±3,0 |
±2,2 |
±2,0 | |
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 |
от 1 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 ИК №№ 1-5, 12, °С |
от +15 до +25 |
|
температура окружающей среды для счетчиков ИК №№ 6-8, °С |
от +10 до +25 |
|
температура окружающей среды для счетчика ИК № 9, °С |
от +5 до +45 |
|
температура окружающей среды для УСПД RTU 327, УСВ-2, °С |
от +15 до +25 |
|
относительная влажность воздуха при +25°С, % |
от 75 до 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики A1802, A1805: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
48 |
|
УСПД RTU 327: 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 |
|
Глубина хранения информации Счетчики A1802, A1805: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
УСПД RTU 327: 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 |
ELK-CT0 |
18 шт. |
|
TPU 43.23 |
9 шт. | |
|
ТЛО-10 |
3 шт. | |
|
Трансформатор напряжения |
STE3/123 |
2 шт. |
|
TJP4 |
9 шт. | |
|
ЗНОЛП-ЭК-10 |
3 шт. | |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
9 шт. |
|
A1805RLQ-P4GB-DW-4 |
1 шт. | |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU 327 |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 ВЛСТ 237.00.000-02 |
1 шт. |
|
Источник бесперебойного питания |
APC SMART-UPS 1500VA |
1 шт. |
|
Специализированное программное обеспечение |
ПО «Альфа Центр» AC_RTU |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
БЕКВ.422231.054 |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ «Баксанская ГЭС» филиал ОАО «РусГидро» -«Кабардино-Балкарский филиал»».
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
