|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Красногорской ГЭС |
| Обозначение типа | Обозначение отсутствует |
| Производитель | Акционерное общество Группа Компаний "Системы и Технологии" (АО ГК "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 | 001 |
| 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 |
|
| Метрологические и 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 | ТН | Счетчик | УССВ/
Сервер | Вид
электрической
энергии и мощности | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | Красногорская ГЭС,
ГГ1 (10,5 кВ) | ТШЛ-СВЭЛ
1000/1
Кл. т. 0,2S
Рег. № 67629-17 | НАЛИ-НТЗ
10500/100
Кл. т. 0,2
Рег. № 70747-18 | ESM-HV100-24-A2E2-02A
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 66884-17 | УССВ № 1: Метроном версии 600
Рег. № 56465-14
RTU-325T
Рег. № 44626-10
УССВ № 2:
ИСС
Рег. № 71235-18
Сервер: Пром-ПК | активная
реактивная | | Красногорская ГЭС,
ГГ2 (10,5 кВ) | ТШЛ-СВЭЛ
1000/1
Кл. т. 0,2S
Рег. № 67629-17 | НАЛИ-НТЗ
10500/100
Кл. т. 0,2
Рег. № 70747-18 | ESM-HV100-24-A2E2-02A
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 66884-17 | | Красногорская ГЭС,
ОРУ-110 кВ, КВЛ-110 кВ Зеленчукская ГАЭС - Красногорская ГЭС,
Ввод 110 кВ Т-1 | ТВ-3ТМ
400/1
Кл. т. 0,2S
Рег. № 78965-20 | НДКМ
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 60542-15 | ESM-HV100-24-A2E2-02A
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 66884-17 | | ВЛ-10 кВ Красногорская ГЭС – Сары-Тюз, с отпайкой на Правокубанскую ГЭС,
ПКУ-1 10 кВ | ТОЛ-НТЗ
100/5
Кл. т. 0,2S
Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-ЭК
10500:√3/100:√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 68841-17 | ESM-HV100-24-A2E2-02A
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 66884-17 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | Красногорская ГЭС,
ГРУ-10 кВ, СШ-10 кВ,
КЛ-10 кВ Красногорская ГЭС - Правокубанская ГЭС | ТШЛ-СВЭЛ
2000/5
Кл. т. 0,2S
Рег. № 67629-17 | НАЛИ-НТЗ
10500/100
Кл. т. 0,2
Рег.№ 70747-18 | ESM-HV100-24-A2E2-02A
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 66884-17 | УССВ №1: Метроном версии 600
Рег. № 56465-14
RTU-325T
Рег. № 44626-10
УССВ №2:
ИСС
Рег. № 71235-18
Сервер: Пром-ПК | активная
реактивная | | Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН, 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 средств измерений в составе УССВ на аналогичные средства измерений утвержденного типа.
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 порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС 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 | | 1 – 5
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
счетчик 0,2S) | Iн1≤I1≤1,2Iн1 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 1,0 | 1,2 | | Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2. Погрешность в рабочих условиях указана для cos φ = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электрической энергии от + 5до + 35 °С.
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности P= 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 | | 1 – 5
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
счетчик 0,5) | Iн1≤I1≤1,2Iн1 | 1,3 | 1,2 | 3,5 | 3,5 | | Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2. Погрешность в рабочих условиях указана для cos φ = 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 P= 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 Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
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 Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,°С
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110
от 1 до 120
от 49,5 до 50,5
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -45 до +40
от +5 до +35
0,5 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более
Сервер АИИС КУЭ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 170000
3
100000
1
100000
2 | | Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер АИИС КУЭ:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее: | 90
10
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).
|
| 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 |
|
| Поверка | 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 об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312308.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к средству измерений
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»,
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
Юридический адрес: 600014, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Лакина, д. 8А, помещение 27
Адрес места осуществления деятельности: 600014, Владимирская область, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8
Телефон: (4922) 33-67-66, 33-79-60, 33-93-68
E-mail: st@sicon.ru
|
| Испытательный центр | Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии» (АО ГК «Системы и Технологии»)
Юридический адрес: 600014, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Лакина, д. 8А, помещение 27
Адрес места осуществления деятельности: 600014, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Лакина, д. 8
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312308
| |
