|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал" (Зарамагская ГЭС-1 (Мизурская ГЭС)) |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО Группа Компаний "Системы и Технологии", г.Владимир |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 001 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Северо-Осетинский филиал» (Зарамагская ГЭС-1 (Мизурская ГЭС)) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) трансформаторы напряжения (далее – ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 5.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, сервер синхронизации времени ССВ-1Г, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее – АРМ) и программное обеспечение (далее – ПО) «Пирамида 2000».
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 и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и 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 и объектов измерений по группам точек поставки производится с уровня ИВК настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее – СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВК).
Синхронизация часов ИИК и ИВК с единым координированным временем обеспечивается сервером синхронизации времени ССВ-1Г, непрерывно сравнивающим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени сервера синхронизации времени ССВ-1Г, осуществляется периодически 1 раз в 1 час. Синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени сервера синхронизации времени ССВ-1Г производится при наличии любого расхождения.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ, осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ ±1 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электрической энергии и сервера АИИС КУЭ отражаются в журналах событий. Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счётчиков, и сервера АИИС КУЭ.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000», метрологически значимая часть которого указана в таблице 1. В ПО «Пирамида 2000» реализована защита измерительной информации с помощью паролей и разграничения прав доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое средствами ПО.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Наименование программного модуля ПО:
CalcClients.dll
CalcLeakage.dll
CalcLosses.dll
Metrology.dll
ParseBin.dll
ParseIEC.dll
ParseModbus.dll
ParsePiramida.dll
SynchroNSI.dll
VerifyTime.dll | e55712d0b1b219065d63da949114dae4
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электрической энергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 – 4.
Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | Состав измерительного канала | Вид
электрической энергии и мощности | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | Зарамагская ГЭС-1
(Мизурская ГЭС), Г-1 (15,75 кВ) | BDG 072A1
8000/5
Кл. т. 0,2S
Рег. № 48214-11 | TJC 6-G
15750/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 49111-12 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | УССВ: ССВ-1Г
Рег. № 58301-14
Сервер: HP ProLiant DL20 Gen9 | активная
реактивная | | Зарамагская ГЭС-1
(Мизурская ГЭС), Г-2 (15,75 кВ) | BDG 072A1
8000/5
Кл. т. 0,2S
Рег. № 48214-11 | TJC 6-G
15750/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 49111-12 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | Зарамагская ГЭС-1
(Мизурская ГЭС), КРУ 6 кВ,
3 СШ, ВЛ 6 кВ Зарамагская ГЭС-1 (Мизурская ГЭС) - Нузал | ТЛО-10
600/5
Кл. т. 0,2S
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК
6300/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | Зарамагская ГЭС-1
(Мизурская ГЭС), ЯКНО 6 кВ,
ВЛ 6 кВ Нузал - БСР (Зарамагская ГЭС-1 (Мизурская ГЭС)) | ТОЛ-СВЭЛ
100/5
Кл. т. 0,2S
Рег. № 70106-17 | ЗНОЛ-НТЗ
6000/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
Рег. № 69604-17 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | Зарамагская ГЭС-1
(Мизурская ГЭС), КРУЭ 330 кВ,
1 СШ 330 кВ, ВЛ 330 кВ
Зарамагская ГЭС-1
(Мизурская ГЭС) - Нальчик | АМТ-ОС
2000/1
Кл. т. 0,2S
Рег. № 53125-13 | НДКМ
330000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 60542-15 | СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 |
Окончание таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | Зарамагская ГЭС-1
(Мизурская ГЭС), КРУЭ 330 кВ,
2 СШ 330 кВ, ВЛ 330 кВ
Зарамагская ГЭС-1
(Мизурская ГЭС) - Владикавказ-2 | АМТ-ОС
2000/1
Кл. т. 0,2S
Рег. № 53125-13 | НДКМ
330000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 60542-15 | СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | УССВ: ССВ-1Г
Рег. № 58301-14
Сервер: HP ProLiant DL20 Gen9 | активная
реактивная |
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 собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | | 1; 2; 5; 6
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | Iн1≤I1≤1,2Iн1 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 1,0 | 1,2 | | 3; 4
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | Iн1≤I1≤1,2Iн1 | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,2 | 1,6 |
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия и мощность)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | | 1; 2; 5; 6
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | Iн1≤I1≤1,2Iн1 | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,8 | | 3; 4
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | Iн1≤I1≤1,2Iн1 | 1,3 | 1,0 | 2,0 | 1,9 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos φ = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 6 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos(
температура окружающей среды, °С | от 99 до101
от 1 до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С | от 90 до 110
от 1 до 120
от 49,5 до 50,5
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -25 до +40
от +5 до +35 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УССВ
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 220000
2
100000
1
22000
2 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113
10
3,5 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал ИВК:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения).
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки (испытательного блока);
- сервера (серверных шкафов);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
|
| Комплектность | В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Рег. № | Количество, экз. | | Трансформатор тока | BDG 072A1/2/3 | 48214-11 | 6 | | Трансформатор тока | ТВ-ЭК | 56255-14 | 6 | | Трансформатор тока | ТЛО-10 | 25433-11 | 3 | | Трансформатор тока | ТОЛ-СВЭЛ | 70106-17 | 3 | | Трансформатор тока | АМТ-ОС | 53125-13 | 6 | | Трансформатор напряжения | TJC 6-G | 49111-12 | 6 | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК | 68841-17 | 3 | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-НТЗ | 69604-17 | 3 | | Трансформатор напряжения | НДКМ | 60542-15 | 6 | | Трансформатор напряжения | SU 245/300/362/420/1-6 | 39470-08 | 6 | | Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-17 | 6 | | Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 58301-14 | 1 | | Сервер | HP ProLiant DL20 Gen9 | – | 1 | | Программное обеспечение | Пирамида 2000 | | 1 | | Методика поверки | МП 6-2019 | | 1 | | Формуляр | – | | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 6-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ филиалаПАО «РусГидро» - «Северо-Осетинский филиал» (Зарамагская ГЭС-1 (Мизурская ГЭС)). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному АО ГК «Системы и Технологии» 20 сентября 2019 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ»03 апреля 2017 г.;
- CCВ-1Г – по документу ЛЖАР.468150.004-01 МП «Инструкция. Серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», утвержденному первым заместителем генерального директора – заместителем по научной работе ФГУП «ВНИИФТРИ» в мае 2014 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-2, измеряющее текущие значения времени и даты по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS (Рег. № 41681-10);
- термогигрометр «Ива-6А-КП-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 % до90 %, дискретность 0,1 % (Рег. №46434-11);
- миллитесламетр ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 1999 мТл (Рег. № 28134-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Северо-Осетинский филиал» (Зарамагская ГЭС-1 (Мизурская ГЭС))
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии»
(АО ГК «Системы и Технологии»)
ИНН 3327304235
Адрес: 600014, Владимирская область, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8А, помещение 27
Тел.: (4922) 33-67-66
Факс: (4922) 33-67-66
E-mail: st@sicon.ru
|
| Испытательный центр | Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии»
(АО ГК «Системы и Технологии»)
Адрес: 600026, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Лакина, д. 8
Тел.: (4922) 33-67-66
Факс: (4922) 33-67-66
E-mail: st@sicon.ru
Регистрационный номер RA.RU.312308 в реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
| |
