Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Гоцатлинской ГЭС
| Номер в ГРСИ РФ: | 63023-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Сибирь-инжиниринг", г.Красноярск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Г оцатлинской ГЭС (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Г оцатлинской ГЭС; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 63023-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Гоцатлинской ГЭС |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 994 205 38.903.115 |
Производитель / Заявитель
ООО "Сибирь-инжиниринг", г.Красноярск
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 63023-16: Описание типа СИ | Скачать | 95.2 КБ | |
| 63023-16: Методика поверки | Скачать | 1.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Гоцатлинской ГЭС (далее по тексту - 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.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики 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), устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер АИИС КУЭ, автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- сбор данных о состоянии средств измерений;
- сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC(SU);
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности;
- 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.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по радиоканалам и проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер АИИС КУЭ), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера АИИС КУЭ, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя часы УССВ, УСПД, сервера АИИС КУЭ и счетчиков. Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). К УССВ подключены ГЛО1 IACC/GPS-приемники. УССВ осуществляют прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-npueMHUKa непрерывно.
Сравнение шкалы времени УСПД с УССВ происходит непрерывно. Корректировка шкалы времени УСПД осуществляется при расхождении показаний на величину более чем 1 с.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД происходит один раз в 30 минут. Корректировка шкалы времени счетчиков осуществляется при расхождении показаний на величину более чем 2 с.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УСПД происходит каждые 60 минут, корректировка шкалы времени сервера осуществляется при расхождении показаний на величину более чем 2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов АИИС КУЭ отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.
Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 994 205 38.903.115. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Место, способ и форма нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, приведены в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014. ПО «АльфаЦЕНТР» не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ, метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСПД УССВ Сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Гоцатлинская ГЭС, Г-1 10,5 кВ |
ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 4000/5 рег. № 30709-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,2 Ктн = (10500/^3)/(100/^3) рег. № 40014-08 |
A1802RALQ- P4GB1-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
RTU-327L, рег. № 41907-09 УССВ-2, рег. № 54074-13 HP ProLiant DL380р Gen8 |
|
2 |
Гоцатлинская ГЭС, Г-2 10,5 кВ |
ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 4000/5 рег. № 30709-11 |
ЗНОЛП-ЭК кл.т. 0,5 Ктн = (10500/^3)/(100/^3) рег. № 68841-17 |
A1802RALQ- P4GB1-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
3 |
Гоцатлинская ГЭС, ОРУ 110 кВ, 2СШ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Гоцатлинская ГЭС -Гергебиль |
АМТ 145 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 37102-08 |
SUD 145/S кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 37114-08 |
A1802RALQ- P4GB1-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
4 |
Гоцатлинская ГЭС, ОРУ 110 кВ, 1СШ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Гоцатлинская ГЭС -Гоцатлинская |
АМТ 145 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 37102-08 |
SUD 145/S кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 37114-08 |
A1802RALQ- P4GB1-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
5 |
Гоцатлинская ГЭС, ОРУ 110 кВ, 1СШ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Гоцатлинская ГЭС -Хунзах |
АМТ 145 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 37102-08 |
SUD 145/S кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 37114-08 |
A1802RALQ- P4GB1-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6 |
Гоцатлинская ГЭС, ввод 10 кВ ТСН |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ-ЭК-10 кл.т. 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) рег. № 47583-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
RTU-327L, рег. № 41907-09 УССВ-2, рег. № 54074-13 HP ProLiant DL380р Gen8 |
|
Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений. 5 Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная. | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм<1 20 % |
I20 %<1изм<1100% |
I100 %<1изм<1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 3 - 5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,0 |
0,6 |
0,5 |
0,5 |
|
0,8 |
1,1 |
0,8 |
0,6 |
0,6 | |
|
0,5 |
1,8 |
1,3 |
0,9 |
0,9 | |
|
2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,1 |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
|
0,8 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
2,1 |
1,7 |
1,4 |
1,4 | |
|
6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,8 |
1,1 |
0,9 |
0,9 |
|
0,8 |
2,5 |
1,6 |
1,2 |
1,2 | |
|
0,5 |
4,8 |
3,0 |
2,2 |
2,2 | |
Продолжение таблицы 3
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм^ 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 3 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
1,8 |
1,4 |
1,0 |
1,0 |
|
0,5 |
1,5 |
0,9 |
0,8 |
0,8 | |
|
2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,8 |
2,0 |
1,6 |
1,3 |
1,3 |
|
0,5 |
1,6 |
1,1 |
1,0 |
1,0 | |
|
6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,0 |
2,5 |
1,9 |
1,9 |
|
0,5 |
2,4 |
1,5 |
1,2 |
1,2 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм^ 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 3 - 5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,2 |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
|
0,8 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
1,9 |
1,4 |
1,1 |
1,1 | |
|
2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 |
|
0,8 |
1,5 |
1,2 |
1,1 |
1,1 | |
|
0,5 |
2,2 |
1,8 |
1,6 |
1,6 | |
|
6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,9 |
1,2 |
1,0 |
1,0 |
|
0,8 |
2,6 |
1,7 |
1,4 |
1,4 | |
|
0,5 |
4,8 |
3,0 |
2,3 |
2,3 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм^ 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 3 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,2 |
1,9 |
1,6 |
1,6 |
|
0,5 |
1,9 |
1,5 |
1,4 |
1,4 | |
|
2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,8 |
2,4 |
2,1 |
1,9 |
1,9 |
|
0,5 |
2,0 |
1,7 |
1,6 |
1,6 | |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,2 |
2,9 |
2,3 |
2,3 |
|
0,5 |
2,7 |
2,0 |
1,7 |
1,7 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов 5 АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±Д), с | |||||
|
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности Si(2)%p для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности Si(2)%p и A',q для COS9<1,0 нормируются от I2%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от Uhom |
от 99 до 101 |
|
- ток, % От Ihom |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,87 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
температура окружающей среды, °C: | |
|
- для счетчиков электроэнергии |
от +21 до +25 |
|
Рабочие условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности, не менее |
0,5 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
|
- для ТТ и ТН |
от -45 до +40 |
|
- для счетчиков |
от +10 до +35 |
|
- для УСПД, УССВ |
от +10 до +35 |
|
- для сервера |
от +10 до +35 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: | |
|
- средняя наработка до отказа, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
УСПД RTU-327L: | |
|
- средняя наработка до отказа, ч, не менее |
250000 |
|
устройство синхронизации системного времени УССВ-2: | |
|
- средняя наработка на отказ, ч, не менее |
74500 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее |
45 |
|
при отключенном питании, лет, не менее |
3 |
|
сервер ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД и сервера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты;
В журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере АИИС КУЭ (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
АМТ 145 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-ЭК |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
SUD 145/S |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-ЭК-10 |
3 шт. |
|
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
A1802RALQ-P4GB 1-DW-4 |
5 шт. |
|
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
A1802RAL-P4G-DW-4 |
1 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327L |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 шт. |
|
Сервер |
HP ProLiant DL380p Gen8 |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
994 205 38.903.115.ФО |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Гоцатлинской ГЭС». Методика измерений аттестована ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311703.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Смотрите также
