Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) "Баксанская ГЭС" филиал ОАО "РусГидро" - "Кабардино-Балкарский филиал. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) "Баксанская ГЭС" филиал ОАО "РусГидро" - "Кабардино-Балкарский филиал

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 849 п. 39 от 29.07.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) «Баксанская ГЭС» филиал ОАО «РусГидро» -«Кабардино-Балкарский филиал» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

первый уровень - измерительно-информационный комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчик активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU 327 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09 (Рег. № 41907-09), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;

третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС», Рег. № 45951-10 включает в себя сервер (сервер АИИС КУЭ), 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 не имеет модификаций. Доступ к элементам и средствам измерений АИИС КУЭ ограничен на всех уровнях при помощи механических и программных методов и способов защиты.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ, заводские номера средств измерений уровней ИИК и ИВКЭ, идентификационные обозначения элементов уровня ИВК указаны в формуляре.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (один раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к национальной шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;

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 (коррекция времени);

передача журналов событий счетчиков.

Величины первичных токов и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

УСПД по проводным линиям связи (интерфейс RS-485), с периодичностью не реже одного раза в 30 минут опрашивает счетчики и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. По окончании опроса, УСПД, автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные результаты измерений в базу данных.

Сервер АИИС КУЭ, по выделенному волоконно-оптическому каналу связи, с периодичностью не реже одного раза в 30 минут опрашивает УСПД и считывает с него 30минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.

Сервер АИИС КУЭ (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД. В качестве УСВ используются УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» принемающее сигнал навигационной системы ГЛАНАСС.

Сравнение показаний часов УСПД и УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера УСПД и УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам и УСПД (один раз в 30 мин). Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД 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 «Альфа Центр» AC RTU

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

7808 AC_RTU 11.07.01.01

Идентификационное наименование ПО

Armserver.exe

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

ID 2128516925

ПО «Альфа Центр» AC_RTU не влияет на метрологические характеристики ИК, указанные в таблице 3.

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 первого и второго уровней ИК

№ ИК

Наименование ИК

Состав первого и второго уровней ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

1

2

3

4

5

6

1

Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч.

ЭВ Л-211, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211)

ELK-CT0

Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06

STE3/123

Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3

Рег. № 33110-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11

RTU 327 Рег.№ 41907-09

УСВ-2 Рег. № 41681-10

2

Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч.

ЭВ Л-210, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)»

ELK-CT0

Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06

STE3/123

Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3

Рег. № 33110-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11

3

Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ Л-3, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС -Кызбурун (Л-3)

ELK-CT0

Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06

STE3/123

Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3

Рег. № 33110-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11

4

Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ Л-4, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС -ЦРУ (Л-4)

ELK-CT0

Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06

STE3/123

Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3

Рег. № 33110-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

5

Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч.

ЭВ Л-37, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС - Баксан 330 (Л-37)

ELK-CT0

Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06

STE3/123

Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3

Рег. № 33110-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11

RTU 327 Рег.№ 41907-09

УСВ-2 Рег. № 41681-10

6

Баксанская ГЭС, ГА-1 6,3 кВ

TPU 4

Кл.т 0,2S Ктт=1200/5 Рег. № 17085-98

TJP4

Кл.т 0,2

Ктн 6300/\3/100/\3

Рег. № 33110-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11

7

Баксанская ГЭС, ГА-2 6,3 кВ

TPU 4

Кл.т 0,2S Ктт=1200/5 Рег. № 17085-98

TJP4

Кл.т 0,2

Ктн 6300/\3/100/\3

Рег. № 33110-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11

8

Баксанская ГЭС, ГА-3 6,3 кВ

TPU 4

Кл.т 0,2S Ктт=1200/5 Рег. № 17085-98

TJP4

Кл.т 0,2

Ктн 6300/\3/100/\3

Рег. № 33110-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11

9

ВЛ 10кВ Баксанская ГЭС -Баксан 330 (Ф-106), опора № 41, КЛ-10кВ

ТЛО-10

Кл.т 0,5S Ктт=15/5

Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК-10

Кл.т 0,5

Ктн 10000/\3/100/\3

Рег. № 47583-11

A1805RLQ-

P4GB-DW-4 кл. т. 0,5S/1,0 Рег.№ 31857-11

12

Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ-ТПГ, ввод 110кВ ТПГ

ELK-CT0

Кл.т 0,2S Ктт=400/5 Рег. № 33113-06

STE3/123

Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3

Рег. № 33110-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11

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 Допускается замена УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов.

3 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.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

51(2) %, ,1(2)< I изм< I 5 %

55 %, I5 %< I изм< I 20 %

520 %,

20 %< I изм< I 100 %

5100 %, 100 %< I изм< I 120 %

1

2

3

4

5

6

1 - 5, 12 TT-0,2S;TH-0,2;

C4-0,2S

1,0

±1,0

±0,9

±0,5

±0,5

0,9

-

±1,0

±0,7

±0,6

0,8

-

±1,2

±0,8

±0,7

0,5

-

±1,9

±1,3

±1,0

6 - 8 TT-0,2S; TH-0,2; C4-0,2S

1,0

±1,0

±0,9

±0,6

±0,5

0,9

-

±1,1

±0,7

±0,6

0,8

-

±1,2

±0,8

±0,7

0,5

-

±1,9

±1,3

±1,1

9 TT-0,5S; TH-0,5; C4-0,5S

1,0

±2,1

±1,9

±1,1

±1,0

0,9

-

±2,3

±1,5

±1,2

0,8

-

±2,8

±1,8

±1,4

0,5

-

±4,9

±3,2

±2,3

Номер ИК

cosф/sinф

Пределы допускаемой относительной ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

51(2) %, 1(2)< I изм< I 5 %

55 %, I5 %< I изм< I 20 %

520 %,

20 %< I изм< I 100 %

5100 %, 100 %< I изм< I 120 %

1 - 5, 12 TT-0,2S;TH-0,2;

Сч-0,5

0,8/0,6

-

±2,2

±1,4

±1,1

0,5/0,87

-

±1,6

±1,1

±0,9

6 - 8 TT-0,2S; TH-0,2; Сч-0,5

0,8/0,6

-

±2,3

±1,4

±1,1

0,5/0,87

-

±1,7

±1,1

±0,9

9 TT-0,5S; TH-0,5; Сч-1,0

0,8/0,6

-

±4,4

±3,0

±2,6

0,5/0,87

-

±3,0

±2,2

±2,0

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов

АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom

от 98 до 102

ток, % От Ihom

от 100 до 120

частота, Гц

от 49,85 до 50,15

коэффициент мощности cos9

0,9

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

относительная влажность воздуха при +25°С, %

от 30 до 80

Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom

от 90 до 110

ток, % от Ihom

от 1 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 ИК №№ 1-5, 12, °С

от +15 до +25

температура окружающей среды для счетчиков ИК №№ 6-8, °С

от +10 до +25

температура окружающей среды для счетчика ИК № 9, °С

от +5 до +45

температура окружающей среды для УСПД RTU 327, УСВ-2, °С

от +15 до +25

относительная влажность воздуха при +25°С, %

от 75 до 98

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики A1802, A1805:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч

48

УСПД RTU 327:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСВ-2:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Глубина хранения информации

Счетчики A1802, A1805:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД RTU 327:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

45

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;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки.

Наличие защиты на программном уровне:

пароль на счетчиках;

пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Знак утверждения типа

Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра печатным способом.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Тип

Количество

1

2

3

Трансформатор тока

ELK-CT0

18 шт.

TPU 43.23

9 шт.

ТЛО-10

3 шт.

Трансформатор напряжения

STE3/123

2 шт.

TJP4

9 шт.

ЗНОЛП-ЭК-10

3 шт.

Счетчик   электрической   энергии

многофункциональный

A1802RALQ-P4GB-DW-4

9 шт.

A1805RLQ-P4GB-DW-4

1 шт.

Устройство сбора и передачи данных

RTU 327

1 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-2 ВЛСТ 237.00.000-02

1 шт.

Источник бесперебойного питания

APC SMART-UPS 1500VA

1 шт.

Специализированное    программное

обеспечение

ПО «Альфа Центр» AC_RTU

1 шт.

Паспорт-формуляр

БЕКВ.422231.054

1 экз.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ «Баксанская ГЭС» филиал ОАО «РусГидро» -«Кабардино-Балкарский филиал»».

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

Развернуть полное описание