Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Красногорской ГЭС
| Номер в ГРСИ РФ: | 88552-23 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Красногорской ГЭС предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации, а также измерения времени и интервалов времени.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 88552-23 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Красногорской ГЭС |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 001 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество Группа Компаний "Системы и Технологии" (АО ГК "Системы и Технологии"), г. Владимир
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 | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 88552-23: Описание типа СИ | Скачать | 131 КБ | |
| 88552-23: Методика поверки | Скачать | 7.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Красногорской ГЭС предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации, а также измерения времени и интервалов времени.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ состоят из следующих уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени № 1 (далее - УССВ № 1) на базе RTU-325T и Метроном версии 600 (основного и резервного), устройство синхронизации системного времени № 2 (далее - УССВ № 2) на базе ИСС (основного и резервного), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, программное обеспечение (далее - ПО), автоматизированные рабочие места (далее - АРМ).
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний - второй уровень системы, на котором выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление отчетных документов, отображение информации, передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка.
Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с уровня ИВК настоящей системы.
Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать в автоматизированном режиме измерительную информацию в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности от других АИИС КУЭ утвержденного типа.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы координированного времени Российской Федерации UTC(SU) на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, которые синхронизируют собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Задача поддержания шкалы координированного времени Российской Федерации UTC(SU) на уровне ИВК АИИС КУЭ решается УССВ № 1.
Сравнение шкалы времени RTU-325T со шкалой времени Метроном версии 600, осуществляется периодически (1 раз в 1 час). При расхождении шкалы времени RTU-325T от шкалы времени Метроном версии 600 на ±2 с и более производится синхронизация шкалы времени RTU-325T со шкалой времени Метроном версии 600.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени RTU-325T осуществляется периодически (1 раз в 30 минут). При расхождении шкалы времени сервера АИИС КУЭ от шкалы времени RTU-325T на ±2 с и более производится синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени RTU-325T.
Задача поддержания шкалы координированного времени Российской Федерации UTC(SU) на уровне ИИК АИИС КУЭ решается УССВ № 2.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени ИСС осуществляется периодически (не реже, чем 1 раз в 1 сутки). При наличии любого расхождения производится синхронизация шкалы времени счетчика со шкалой времени ИСС.
Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчиков и сервера АИИС КУЭ.
Заводской номер АИИС КУЭ указывается в формуляре.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
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, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
|
Наименование программного модуля ПО |
ac metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-6
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
TH |
Счетчик |
УССВ/ Сервер |
Вид электрической энергии и мощности |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
Красногорская ГЭС, ГП (10,5 кВ) |
ТШЛ-СВЭЛ 1000/1 Кл. т. 0,2S Per. № 67629-17 |
НАЛИ-НТЗ 10500/100 Кл. т. 0,2 Per. №70747-18 |
ESM-HV100-24-А2Е2-02А Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 66884-17 |
УССВ № 1: Метроном версии 600 Per. № 56465-14 RTU-325T Per. №44626-10 УССВ № 2: ИСС Per. №71235-18 Сервер: Пром-ПК |
активная реактивная |
|
2 |
Красногорская ГЭС, ГГ2 (10,5 кВ) |
ТШЛ-СВЭЛ 1000/1 Кл. т. 0,2S Per. № 67629-17 |
НАЛИ-НТЗ 10500/100 Кл. т. 0,2 Per. №70747-18 |
ESM-HV100-24-А2Е2-02А Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 66884-17 |
активная реактивная | |
|
3 |
Красногорская ГЭС, ОРУ-110 кВ, КВ Л-110 кВ Зеленчукская Г АЭС -Красногорская ГЭС, Ввод 110 кВ Т-1 |
тв-зтм 400/1 Кл. т. 0,2S Per. № 78965-20 |
ндкм 110000:х/з/100:х/з Кл. т. 0,2 Per. №60542-15 |
ESM-HV100-24-А2Е2-02А Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 66884-17 |
активная реактивная | |
|
4 |
ВЛ-10 кВ Красногорская ГЭС - Сары-Тюз, с отпайкой на Правокубанскую ГЭС, ПКУ-1 10 кВ |
тол-нтз 100/5 Кл. т. 0,2S Per. № 69606-17 |
ЗНОЛП-ЭК 10500:х/з/100:х/з Кл. т. 0,2 Per. № 68841-17 |
ESM-HV100-24-А2Е2-02А Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 66884-17 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
5 |
Красногорская ГЭС, ГРУ-10 кВ, СШ-10 кВ, КЛ-10 кВ Красногорская ГЭС - Правокубанская ГЭС |
ТШЛ-СВЭЛ 2000/5 Кл. т. 0,2S Per. № 67629-17 |
НАЛИ-НТЗ 10500/100 Кл. т. 0,2 Рег.№ 70747-18 |
ESM-HV100-24-А2Е2-02А Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 66884-17 |
УССВ№1: Метроном версии 600 Per. № 56465-14 RTU-325T Per. №44626-10 УССВ №2: ИСС Per. №71235-18 Сервер: Пром-ПК |
активная реактивная |
|
Примечания: 1. Допускается замена ТТ, TH, счетчиков, на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АПИС КУЭ не претендует на улучшение, указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2. Допускается замена средств измерений в составе УССВ на аналогичные средства измерений утвержденного типа. 3. Допускается замена сервера АПИС 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 порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность)
|
Номер ИК и классы точности компонентов (средств измерений), входящих в состав уровня ИИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % | ||||||
|
cos ф = 1 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 - 5 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; счетчик 0,2S) |
1н1<11<1,21н1 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,8 |
1,0 |
1,2 |
|
0,21н1<11<1н1 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,8 |
1,0 |
1,2 | |
|
0,11н1<11<0,21н1 |
0,6 |
0,8 |
1,2 |
0,8 |
1,0 |
1,4 | |
|
0,051н1<11<0,11н1 |
0,6 |
0,9 |
1,3 |
0,8 |
1,1 |
1,4 | |
|
0,011н1<11<0,051н1 |
1,0 |
1,3 |
2,0 |
1,2 |
1,5 |
2,2 | |
|
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электрической энергии от + 5 до + 35 °С. 3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р= 0,95. | |||||||
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия и мощность)
|
Номер ИК и классы точности компонентов (средств измерений), входящих в состав уровня ИИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствую щие вероятности Р=0,95 (±6), % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствую щие вероятности Р=0,95 | ||||
|
(±6) |
, % | ||||
|
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 - 5 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; счетчик 0,5) |
1н1<11<1,21н1 |
1,3 |
1,2 |
3,5 |
3,5 |
|
0,21н1<11<1н1 |
1,3 |
1,2 |
3,5 |
3,5 | |
|
0,11н1<11<0,21н1 |
1,4 |
1,3 |
3,6 |
3,5 | |
|
0,051н1<11<0,11н1 |
1,9 |
1,8 |
3,8 |
3,7 | |
|
0,021н1<11<0,051н1 |
2,3 |
2,0 |
4,0 |
3,8 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электрической энергии от + 5 до + 35 °С.
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р= 0,95.
Таблица 5 - Метрологические характеристики СОЕВ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с |
±5 |
Таблица 6 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
5 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Г ц - коэффициент мощности cos9 температура окружающей среды, °С |
от 99 до101 от 1 до 120 от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25 |
Продолжение таблицы 6
|
1 |
2 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 1 до 120 |
|
- частота, Г ц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,°С |
от +5 до +35 |
|
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
170000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более |
3 |
|
Сервер АИИС КУЭ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее |
90 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер АИИС КУЭ: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее: |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
Регистрация событий:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- счетчика (функция автоматизирована);
- сервера (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Красногорской ГЭС.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-СВЭЛ |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-3ТМ |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАЛИ-НТЗ |
5 |
|
Трансформатор напряжения |
НДКМ |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-ЭК |
3 |
|
Устройство измерительное многофункциональное |
ESM |
5 |
|
Устройство синхронизации частоты и времени |
Метроном версии 600 |
2 |
|
Устройство синхронизации времени |
ИСС |
2 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325T |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Сервер АИИС КУЭ |
Пром-ПК |
1 |
|
Формуляр |
- |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Красногорской ГЭС (АИИС КУЭ Красногорской ГЭС)», аттестованном АО ГК «Системы и Технологии», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312308.
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
