Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Квадра" (филиал ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация")
| Номер в ГРСИ РФ: | 80520-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "Квадра-генерирующая компания", г.Липецк |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Квадра» (филиал ПАО «Квадра» - «Белгородская генерация») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными объектами ПАО «Квадра» филиала ПАО «Квадра» - «Белгородская генерация», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 80520-20 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Квадра" (филиал ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация") | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 85db17ec-98a6-7168-0aba-73ce03f3d148 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
Публичное акционерное общество "Квадра - Генерирующая компания" (ПАО "Квадра"), филиал ПАО "Квадра" "Белгородская генерация", г. Белгород
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 28.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
80520-20: Описание типа
2024-80520-20.pdf
|
Скачать | 118.2 КБ | |
|
80520-20: Методика поверки
2024-mp80520-20.pdf
|
Скачать | 5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Квадра» (филиал ПАО «Квадра» - «Белгородская генерация») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными объектами АО «Квадра» филиала ПАО «Квадра» - «Белгородская генерация», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии многофункциональные (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU-325 (рег. № 37288-08);
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер баз данных (БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Альфа-ЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ);
- хранение информации о результатах измерений в специализированной базе данных по заданным критериям;
- передача информации о результатах измерений АО «АТС» и внешним пользователям;
- доступ к информации и передача ее в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ);
- диагностика и функционирование средств измерений, технических и программных средств АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются ТТ и ТН в аналоговые сигналы, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS-485 на сервер, а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматизированных рабочих местах.
На 3-ем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН; формирование и хранение поступающей информации; оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергии. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи. Архивы информации о результатах измерений приращений потребленной электроэнергии хранятся не менее 5 лет.
Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает результаты потребления электроэнергии по ИК за интервал времени 30 мин. Передача информации происходит в электронном виде макета 80020 в формате XML.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с национальной шкалой времени UTC (SU) с помощью приема сигналов от навигационной системы ГЛОНАСС/GPS УССВ на базе УССВ-2 (рег. № 54074-13), имеющего погрешность синхронизации с национальной шкалой времени UTC (SU) ±1 мкс. Синхронизация внутренних часов УСПД и сервера БД происходит автоматически при расхождении со шкалой времени УССВ более чем на ±2 с не реже 1 раза в час. УСПД обеспечивает автоматический контроль достоверности передаваемой информации по каналу связи со счетчиком и автоматическую проверку работоспособности счетчиков с самотестированием с записью в журнале событий УСПД. В процессе сбора информации от счетчиков с периодичностью не реже 1 раз в час УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках и, в случае расхождения более чем на ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию.
Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.
Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. Заводской номер 01 указывается в формуляре-паспорте на АИИС КУЭ типографским способом. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в формуляре-паспорте на АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
ПО АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР».
ПО является метрологически значимым.
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 каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведены в таблице 1. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, приведенные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Идентификационным признаком ПО служит номер версии ПО и цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма), которые отображаются на мониторе при запуске программы.
|
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) |
ПО |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
SE 3.01.03.01 |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/ УССВ/ Сервер | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Белгородская ТЭЦ | |||||
|
2 |
ГРУ 6 кВ БТЭЦ ПП «Белгородская ТЭЦ» яч.20 (Трансформатор связи Т2) |
ТПОЛ-10 КТ 0,5 1500/5 рег. № 1261-08 |
НОЛ.08.6.УХЛ3К Т 0,5 6000/100 рег. № 9219-83 |
ЕвроАльфа EA05 КТ 0,5S/1 рег. № 16666-07 |
RTU-325 рег. № 37288-08, УССВ-2 рег. № 54074-13, Window 2003 Server |
|
74 |
БТЭЦ ЭВ-110 ВЛ-110 «Фрунзенская» |
B65-CT КТ 0,2S 600/1 рег. № 46841-11 |
UMP 145 КТ 0,2 110000:^3/100:^3 рег. № 48448-11 | ||
|
75 |
БТЭЦ ЭВ-110 ВЛ-110 «Белгород» | ||||
|
76 |
БТЭЦ ЭВ-110 Т3 | ||||
|
77 |
БТЭЦ ЭВ-110 Т4 | ||||
|
78 |
Белгородская ТЭЦ, ГРУ-1 10кВ, яч.2, ЭВ-10 Г-1 |
ТЛП-10 исп. ТЛП-10-1 КТ 0,2S 3000/5 рег. № 30709-11 |
ЗНОЛП КТ 0,5 10500:^3/100:^3 рег. № 23544-07 | ||
|
80 |
Белгородская ТЭЦ, ГРУ-2, 10кВ, яч.2, ЭВ-10 Г-2 | ||||
|
ГТУ ТЭЦ «ЛУЧ» | |||||
|
60 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч Ввод№1 ЛЭП 110кВ Черемошное-110 |
TG 145 КТ 0,2S 600/1 рег. № 15651-12 |
СРА 72-550 модиф. СРА 123, КТ 0,2 110000:^3/100:^3 рег. № 15852-06 |
ЕвроАльфа EA05 КТ 0,5S/1 рег. № 16666-07 |
RTU-325 рег. № 37288-08, УССВ-2 рег. № 54074-13, Window 2003 Server |
|
61 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч Ввод№2 ЛЭП 110 кВ Черемошное-110 | ||||
|
62 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч Ввод №1 ЛЭП 110 кВ Белгород-330 | ||||
|
63 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч Ввод №2 ЛЭП 110 кВ Белгород-330 | ||||
|
64 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч ЛЭП 1 10 кВ Дубовое-110 |
ТОЛ-10-1 КТ 0,2S 1000/5 рег. № 15128-07 |
ЗНОЛ.06 исп. ЗНОЛ.06-10 КТ 0,5 10000:^3/100:^3 рег. № 3344-08 |
ЕвроАльфа EA02 КТ 0,2S/0,5 рег. № 16666-07 | |
|
65 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч ЛЭП 2 10 кВ Дубовое-110 | ||||
|
66 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч Генератор 1 (10кВ) |
ТЛШ-10 КТ 0,5 3000/5 рег. № 11077-07 |
ЗНОЛ.06 исп. ЗНОЛ.06-10 КТ 0,5 10000:^3/100:^3 рег. № 3344-08 |
ЕвроАльфа EA02 КТ 0,2S/0,5 рег. № 16666-07 | |
|
67 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч Генератор 2(10кВ) | ||||
|
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, 3, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и 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 на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики
|
Номера ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±6), % |
Границы относительной погрешности в рабочих условиях, (±6), % |
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTG(SU), с |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
2 |
Активная Реактивная |
1,3 2,4 |
1,8 3,6 |
±5 |
|
60-63 |
Активная Реактивная |
0,6 2,2 |
0,9 3,3 | |
|
64, 65 |
Активная Реактивная |
0,6 2,5 |
0.8 3,7 | |
|
66, 67 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
1,3 2,8 | |
|
74-78, 80 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
1,5 3,3 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности Р=0,95.
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
15 |
|
Начальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos ф - температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 5 до 120 0,9 от 21 до 25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos ф - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчётчиков, °С |
от 90 до 110 от 5 до 120 0,5инд до 0,8 ёмк от -20 до +35 от +10 до +30 |
|
1 |
2 |
|
Надёжность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчётчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
80000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: Электросчётчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервное питание УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование канала связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчике;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервере БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографическим способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ.08.6.УХЛ3 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
UMP 145 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
СРА 72-550 модиф. СРА 123 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 исп. ЗНОЛ ЗНОЛ.06-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
1 |
|
Трансформатор тока измерительный |
В65-СТ |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10 исп. ТЛП-10-1 |
2 |
|
Трансформатор тока |
TG 145 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛШ-10 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ЕвроАльфа |
15 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
2 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
|
Сервер |
Window 2003 Server |
1 |
|
Программное обеспечение |
АльфаЦЕНТР |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
1 шт. |
|
Методика поверки |
- |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Квадра» (филиал ПАО «Квадра»-«Белгородская генерация»)», аттестованной ФБУ «Липецкий ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312081.
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
