Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО "РусГидро" - "Каскад Кубанских ГЭС", КРУН - 6 кВ ГЭС - 2, ГЭС - 3
| Номер в ГРСИ РФ: | 79516-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "Федеральная гидрогенерирующая компания - РусГидро", г.Красноярск |
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Кубанских ГЭС», КРУН - 6 кВ ГЭС - 2, ГЭС - 3 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 79516-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО "РусГидро" - "Каскад Кубанских ГЭС", КРУН - 6 кВ ГЭС - 2, ГЭС - 3 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 44465051528596 |
Производитель / Заявитель
Филиал Публичного акционерного общества "Федеральная гидрогенерирующая компания - РусГидро" - "Каскад Кубанских ГЭС" (Филиал ПАО "РусГидро" - "Каскад Кубанских ГЭС"), Ставропольский край, г. Невинномысск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 79516-20: Описание типа СИ | Скачать | 378 КБ | |
| 79516-20: Методика поверки РТ-МП-7159-500-2020 | Скачать | 6.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Кубанских ГЭС», КРУН - 6 кВ ГЭС - 2, ГЭС - 3 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Кубанских ГЭС» (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени УСВ-3, 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 решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной, реактивной электроэнергии и времени;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИК;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИК, а также сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
хранение результатов измерений по заданным критериям (первичной, рассчитанной и замещенной информации и т.д.) и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
прием и обработка данных от смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений и данных о состоянии соответствующих средств измерений);
ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;
формирование интегральных актов электроэнергии и актов учета перетоков электроэнергии;
формирование и передача результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в виде макетов 80020, 80030, 80040, 51070, а также в иных форматах в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежным и прочим заинтересованным организациям;
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 (синхронизация часов АИИС КУЭ); предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Величины первичных токов и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электроэнергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Сервер АИИС КУЭ автоматически опрашивает счетчики электроэнергии с помощью выделенного канала связи на уровне ИИК, считывает со счетчиков 30-минутные профили мощности и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет вычисление значений электроэнергии с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, записывает полученные данные в базу данных;
обеспечивает ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;
осуществляет обработку результатов измерений;
обеспечивает хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных;
передает результаты измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным организациям в виде макетов 80020, 80030, 80040, 51070.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-3 со встроенным ГЛОНАСС/GPS приемником.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 происходит один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 осуществляется при наличии любого минимального расхождения между показаниями часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ, происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация времени часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ 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 «Emcos Corporate» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.1 |
|
Идентификационное наименование ПО |
STAlertBase.tlb |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D2160BEEE39FE5C92D4741EB6C722D68 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
STDistribute Intf.tlb |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CABF4B55D4597392A92355008357AFD6 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
STDriverBase.tlb |
|
Цифровой идентификатор ПО |
OC2194E89D66B977475EO5B4BBBBBA6O |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
STLinelntf.tlb |
|
Цифровой идентификатор ПО |
31 COE1632EC4912791C8E9A7C899DC63 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
STReportlibrarv.tlb |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6EA71FEDB278827D5D99AC48DF728352 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
STTransportManager Base.tlb |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1 549AB3CEFE8899E837FB814A978A2F4 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
STTransport Base.tlb |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7D5F550BE11E0D7DE271EC9548F70DD1 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ST AppControl.tlb |
|
Цифровой идентификатор ПО |
119028FFC96D92390C1414F4E6DFA07C |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
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 АИИС КУЭ | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
ГЭС-2 |
Сервер АИИС КУЭ УСВ-3 Рег.№ 64242-16 | ||||
|
1 |
ГЭС-2; ВЛ 6 кВ ГЭС-2 -Облместпром (Ф-66) |
ТЛП-10 Кл. т. 0,2S 200/5 Рег. № 30709-11 |
ЗНОЛП.4-6 Кл. т. 0,2 (6300/^3)7(100/^3) Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
2 |
ГЭС-2; КЛ 6 кВ ГЭС-2 - Ударный (Ф-63) |
ТЛП-10 Кл. т. 0,2 S 200/5 Рег. № 30709-11 |
ЗНОЛП.4-6 Кл. т. 0,2 (6300/\3)/(И)0/\3) Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
3 |
ГЭС-2; ВЛ 6 кВ ГЭС-2 - ГЭС-1 (Ф-62) |
ТПЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,2S 100/5 Рег. № 69608-17 |
ЗНОЛП.4-6 Кл. т. 0,2 (6300/\3)/(И)0/\3) Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
ГЭС-3 | |||||
|
4 |
ГЭС-3; ВЛ 35 кВ ГЭС-4 - ГЭС-3 (Л-392) |
ТЛО-35 Кл. т. 0,2S 100/5 Рег. № 36291-11 |
ЗНОЛП-ЭК-35 Кл. т. 0,5 (35000/^3)/(100/^3) Рег. № 68841-17 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
5 |
ГЭС-3; ВЛ 6 кВ ГЭС-3 - совхоз, насосная (Ф-63) |
ТПЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,2S 100/5 Рег. № 69608-17 |
ЗНОЛП.4-6 Кл. т. 0,2 (6(Х)0/\3)/(1С)0/\3) Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
6 |
ГЭС-3; КЛ 6 кВ ГЭС-3 - п. Каскадный (Ф-62) |
ТПЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,2S 100/5 Рег. № 69608-17 |
ЗНОЛП.4-6 Кл. т. 0,2 (6(Х)0/\3)/(1С)0/\3) Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
7 |
ГЭС-3; КЛ 6 кВ ГЭС-3 - п. Каскадный (Ф-65) |
ТПЛ-НТЗ-10 Кл. т 0,2 S 100/5 Рег. № 69608-17 |
ЗНОЛП.4-6 Кл. т. 0,2 (600(Х\3)/(1С)0/\3) Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
|
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 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. 3 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №). | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % | |||
|
I1(2)< 1изм< I 5 % |
I5 %< 1изм< I 20 % |
I 20 %< Хизм< I 100 % |
I100 %< Ьзм< I 120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 3, 5 - 7 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2S |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
4 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2S |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
Номер ИК |
simp |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % | |||
|
I 2 %< 1изм< I 5 % |
I5 %< Хизм< I 20 % |
I 20 %< Хизм< I 100 % |
I100 %< ^зм< I 120 % | ||
|
1 - 3, 5 - 7 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 |
0,44 |
±2,9 |
±2,5 |
±2,0 |
±2,0 |
|
0,6 |
±2,5 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,71 |
±2,4 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,87 |
±2,2 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
4 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 |
0,44 |
±3,2 |
±2,8 |
±2,3 |
±2,3 |
|
0,6 |
±2,7 |
±2,4 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,71 |
±2,5 |
±2,3 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,87 |
±2,3 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,8 | |
Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС
КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном частота, Гц коэффициент мощности cos9 температура окружающей среды, °С относительная влажность воздуха при +25°С, % |
от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 от 30 до 80 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от Ihom |
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, УСВ-3, °С |
от +5 до +3 5 |
|
относительная влажность воздуха при +25°С, % |
от 75 до 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ-3: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113,7 |
|
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 электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках электроэнергии;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Тип |
Количество |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-НТЗ-10 |
12 шт. |
|
ТЛП-10 |
6 шт. | |
|
ТЛО-35 |
3 шт. | |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП.4 -6 |
9 шт. |
|
ЗНОЛП-ЭК-35 |
3 шт. | |
|
Счетчик электрической энергии многофункци ональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
7 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
ЭРЮГ40104.009.01.ФО |
1 шт. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-7159-500-2020 |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-7159-500-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Кубанских ГЭС», КРУН -6 кВ ГЭС - 2, ГЭС - 3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 25.06.2020 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2017 г.;
УСВ-3 (Рег. № 64242-16) - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в 2016 г.;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;
прибор комбинированный Testo 622 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53505-13;
радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Кубанских ГЭС», КРУН - 6 кВ ГЭС - 2, ГЭС - 3», Аттестована ФБУ «Ростест-Москва», регистрационный номер RA.RU 311703 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
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
