Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Зарагижской ГЭС
| Номер в ГРСИ РФ: | 64378-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "Федеральная гидрогенерирующая компания - РусГидро", г.Красноярск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Зарагижской ГЭС (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 64378-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Зарагижской ГЭС |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 0001 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная гидрогенерирующая компания - РусГидро", г.Красноярск
Поверка
| 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 | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 64378-16: Описание типа СИ | Скачать | 126.6 КБ | |
| 64378-16: Методика поверки РТ-МП-3099-500-2016 | Скачать | 1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Зарагижской ГЭС (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- хранение результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа не менее 3,5 лет;
- передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция шкалы времени).
Информационно-измерительные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту -счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 при измерении реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий автоматизированное рабочее место (АРМ) АИИС КУЭ, переносной инженерный пульт HP ProBook 470 G2 с соответсвующим программным обеспечением, два устройства синхронизации системного времени (УССВ) на Зарагижской ГЭС, ИВК АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» (Госреестр № 45951-10). ИВК АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» находится в п. Кашхатау и включает в себя сервер, автоматизированные рабочие места (АРМ), УССВ.
Первичные токи 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, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Сервер ИВК АИИС КУЭ периодически (один раз в 30 минут) или по запросу считывает информацию с УСПД. При помощи ПО «Пирамида 2000» осуществляется формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации от сервера ИВК АИИС КУЭ по каналам связи сети Internet в центр сбора информации ПАО «РусГидро», ПАК ОАО «АТС», Кабардино-Балкарский филиал ПАО «МРСК Северного Кавказа» и заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента организовано по инициативе АИИС в автоматическом режиме. Обмен данными осуществляется по трем логическим интерфейсам:
- интерфейс передачи коммерческой информации;
- интерфейс передачи технической информации;
- интерфейс технологического контроля на уровне базы данных.
Подлинность информации передаваемой в ПАК ОАО «АТС» подтверждается электронной цифровой подписью.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая предназначена для синхронизации компонентов различных автоматизированных систем с единым астрономическим временем и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в состав уровня ИВК входят два устройства синхронизации системного времени (NTP-серверы) типа ССВ-1Г с выдачей данных в сеть по протоколу NTP (SNTP). Приемники сигналов точного времени подключаются через коммутатор к УСПД, которое уже раздает метки точного времени счетчикам электрической энергии.
Измерение времени происходит автоматически внутренними таймерами устройств измерения (электронных счетчиков). Нормирование величин отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации последних с единым календарным временем.
Синхронизация времени каждого счётчика осуществляется УСПД автоматически при каждом сеансе связи периодичностью не реже одного раза в 30 минут. Для этого при сеансе связи УСПД со счётчиком считывается время счётчика.
Алгоритм синхронизации времени счетчика следующий:
- в начале очередного опроса УСПД получает со счетчика дату и текущее время;
- при расхождении в пределах от ±2 секунды (программируемый параметр) УСПД, в соответствии с введенными в программу опциями коррекции (1 или 2 секунды), формирует команду на коррекцию, которая в конце текущего опроса поступает на счетчик.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP, который обеспечивает синхронизацию устройств в сети с точностью до 0,1 секунды.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счётчиками, время счётчиков корректируется от переносного инженерного пульта.
При выходе из строя УССВ или отсутствии связи с СОЕВ станции на Зарагижской ГЭС синхронизация АИИС КУЭ осуществляется с УССВ ИВК АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС».
Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах составляет не более ±5 с/сут.
Программное обеспечение
На уровне ИВК АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» (Госреестр № 21906-11) производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии», ПО «Пирамида 2000» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает сбор, обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» указаны в таблицах 1 - 9.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета небаланса энергии/мощности» | |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 |
|
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО значений энергии потерь в линиях и трансформато |
«Пирамида 2000» - «Модуль вычисления рах» |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 |
Таблица 5 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
Таблица 6 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК»____________________________
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
Таблица 7 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
Таблица 8 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
Таблица 9 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
У ровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ Зарагижской ГЭС являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре СИ. Устройства связи, пульт оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 10. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 11.
Таблица 10 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС -Кашхатау |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/1 Зав. № 9011; 9013; 9012 Г осреестр № 52261-12 |
CPTf123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 30100226; 30100228; 30100227 Г осреестр № 29695-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0809150305 Г осреестр № 36697-12 |
RTU-325Т зав. № 009910 Г осреестр № 44626-10 |
|
2 |
ВЛ 110 кВ Зарагижская ГЭС -Псыгансу |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/1 Зав. № 9016; 9015; 9014 Г осреестр № 52261-12 |
CPTf123 кл.т 0,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) Зав. № 30100225; 30100223; 30100224 Г осреестр № 29695-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0809150360 Г осреестр № 36697-12 |
RTU-325Т зав. № 009910 Г осреестр № 44626-10 |
|
3 |
ОП 110 |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/1 Зав. № 12300; 12299; 12298 Г осреестр № 52261-12 |
CPTf123 кл.т 0,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) Зав. № 30100226; 30100228; 30100227; 30100225;30100223; 30100224 Г осреестр № 29695-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0809150481 Г осреестр № 36697-12 |
RTU-325Т зав. № 009910 Г осреестр № 44626-10 |
|
4 |
Г-1 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 15-32534; 15-32529; 15-32535 Г осреестр № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,2 Ктн = (ioooo/V3)/(ioo/V3) Зав. № 15-32555; 15-32559; 15-32563 Г осреестр № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0806151189 Г осреестр № 36697-12 |
RTU-325Т зав. № 009910 Г осреестр № 44626-10 |
|
5 |
ТВ Г-1 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 15-28482; 15-28483; 15-28484 Г осреестр № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,2 Ктн = (ioooo/V3)/(ioo/V3) Зав. № 15-32555; 15-32559; 15-32563 Г осреестр № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0808151509 Г осреестр № 36697-12 |
RTU-325Т зав. № 009910 Г осреестр № 44626-10 |
|
№ ИИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6 |
ТСН-1 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 15-32550; 15-37582; 15-32551 Г осреестр № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 15-32581; 15-32586; 15-32587 Г осреестр № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0802151331 Г осреестр № 36697-12 |
RTU-325Т зав. № 009910 Г осреестр № 44626-10 |
|
7 |
Г-3 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 15-32530; 15-32536; 15-32533 Г осреестр № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,2 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 15-32557; 15-32560; 15-32562 Г осреестр № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0808151244 Г осреестр № 36697-12 |
RTU-325Т зав. № 009910 Г осреестр № 44626-10 |
|
8 |
ТВ Г-3 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 15-28488; 15-28489; 15-28490 Г осреестр № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,2 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 15-32557; 15-32560; 15-32562 Г осреестр № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0808151784 Г осреестр № 36697-12 |
RTU-325Т зав. № 009910 Г осреестр № 44626-10 |
|
9 |
ТСН-3 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 15-36680; 15-32552; 15-32554 Г осреестр № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 15-32585; 15-32588; 15-32590 Г осреестр № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0802151105 Г осреестр № 36697-12 |
RTU-325Т зав. № 009910 Г осреестр № 44626-10 |
|
10 |
Г-2 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 15-32532; 15-32528; 15-32531 Г осреестр № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,2 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 15-32556; 15-32558; 15-32561 Г осреестр № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0808151834 Г осреестр № 36697-12 |
RTU-325Т зав. № 009910 Г осреестр № 44626-10 |
|
№ ИИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
11 |
ТВ Г-2 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 15-28485; 15-28486; 15-28487 Г осреестр № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 15-32556; 15-32558; 15-32561 Г осреестр № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0808151444 Г осреестр № 36697-12 |
RTU-325Т зав. № 009910 Г осреестр № 44626-10 |
|
12 |
ПС Кашхатау ф-101 (резерв СН) |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 15-32547; 15-32548; 15-32544 Г осреестр № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 15-32579; 15-32584; 15-32589 Г осреестр № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0802151309 Г осреестр № 36697-12 |
RTU-325Т зав. № 009910 Г осреестр № 44626-10 |
Таблица 11 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
Состав ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | |||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 - 3 |
ТТ кл. т. 0,2S ТН кл. т. 0,2 Счетчик кл. т. 0,2S |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | ||
|
0,8 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | ||
|
0,7 |
±1,5 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | ||
|
0,5 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | ||
|
4, 5, 7, 8, 10, 11 |
ТТ кл. т. 0,5S ТН кл. т. 0,2 Счетчик кл. т. 0,2S |
1,0 |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±2,1 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | ||
|
0,8 |
±2,5 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,2 | ||
|
0,7 |
±3,1 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 | ||
|
0,5 |
±4,7 |
±2,8 |
±2,0 |
±2,0 | ||
|
6, 9, 12 |
ТТ кл. т. 0,5S ТН кл. т. 0,5 Счетчик кл. т. 0,2S |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | ||
|
0,8 |
±2,6 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | ||
|
0,7 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 | ||
|
0,5 |
±4,8 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,3 | ||
|
Номер ИИК |
Состав ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
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 |
7 |
|
1 - 3 |
ТТ кл. т. 0,2S ТН кл. т. 0,2 Счетчик кл. т. 0,5 |
0,9 |
±2,7 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 |
|
0,8 |
±2,3 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | ||
|
0,7 |
±2,1 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 | ||
|
0,5 |
±1,9 |
±1,8 |
±1,5 |
±1,5 | ||
|
4, 5, 7, 8, 10, 11 |
ТТ кл. т. 0,5S ТН кл. т. 0,2 Счетчик кл. т. 0,5 |
0,9 |
±5,7 |
±3,6 |
±2,7 |
±2,7 |
|
0,8 |
±4,1 |
±2,8 |
±2,1 |
±2,1 | ||
|
0,7 |
±3,4 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | ||
|
0,5 |
±2,7 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 | ||
|
6, 9, 12 |
ТТ кл. т. 0,5S ТН кл. т. 0,5 Счетчик кл. т. 0,5 |
0,9 |
±5,9 |
±3,9 |
±3,0 |
±3,0 |
|
0,8 |
±4,2 |
±2,9 |
±2,3 |
±2,3 | ||
|
0,7 |
±3,4 |
±2,5 |
±2,0 |
±2,0 | ||
|
0,5 |
±2,7 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,7 | ||
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9<1,0 нормируется от 12%;
2. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
4. Нормальные условия эксплуатации:
а) параметры электрической сети:
1) диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01-Uk;
2) диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2Тн;
б) температура окружающего воздуха:
1) ТТ и ТН - от минус 45 до 40 °С;
2) счетчиков - от минус 40 до 60 °С;
3) УСПД - от 0 до 50 °С;
4) ИВК - от 0 до 50 °С;
в) частота - (50 ± 0,15) Гц.
5. Рабочие условия эксплуатации:
а) для ТТ и ТН:
1) параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^ин1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01Тн1 до 1,2-1н1;
2) частота - (50 ± 0,4) Гц;
3) температура окружающего воздуха - от минус 45 до 40 °С;
б) для счетчиков электроэнергии:
1) параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8^ин2 до 1,15^ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^1н2 до 2Тн2;
2) частота - (50 ± 0,4) Гц;
3) температура окружающего воздуха - от минус 40 до 60 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 10. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.
7. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 10 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - средняя наработка до отказа 165000 часов, среднее время восстановления работоспособности Тв = 2 часа;
- УСПД RTU-325T - средняя наработка на отказ 55 000 часов.
Надежность системных решений:
а) резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
б) резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
в) в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
1) параметрирования;
2) пропадания напряжения;
3) коррекция шкалы времени.
В случае аварийного отсутствия связи (физический разрыв связи или аварии каналообразующего оборудования) между ИИК и ИВК предусмотрен сбор информации непосредственно со счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загрузкой ее в базу данных ИВК.
Защищенность применяемых компонентов:
а) наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
1) счетчиков электроэнергии;
2) промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
3) испытательных блоков;
4) УСПД;
б) наличие защиты на программном уровне:
1) пароль на счетчиках электроэнергии;
2) пароль на УСПД;
3) 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).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет.
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 12.
Таблица 12 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТГФМ-110 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
27 |
|
Трансформатор напряжения |
CPTf123 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
18 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.16 |
3 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
9 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325Т |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-3099-500-2016 |
1 |
|
Паспорт - формуляр |
ГЛЦИ.656453.200. ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3099-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Зарагижской ГЭС. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 31.03.2016 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Перечень основных средств поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- для УСПД RTU-325Т - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Зарагижской ГЭС». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений 1921/500-01.00229-2016 от 31.03.2016 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2 ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Смотрите также
