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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Правокубанской ГЭС

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Правокубанской 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

ТН

Счетчик

УССВ/

Сервер

Вид электрической энергии и мощности

1

2

3

4

5

6

7

1

Правокубанская ГЭС, ГГ1 (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. 0,2S/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

2

Правокубанская 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. 0,2S/0,5 Per. № 66884-17

активная

реактивная

3

Правокубанская ГЭС, ОРУ-110 кВ, KBJI-110 кВ Зеленчукская Г АЭС -Правокубанская ГЭС, Ввод 110 кВ Т-1

тв-зтм

400/1 Кл. т. 0,2S Per. № 78965-20

ндкм

110000Л/3/100Л/3 Кл. т. 0,2 Per. №60542-15

ESM-HV100-24-A2E2-02A Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 66884-17

активная

реактивная

4

Отпайка в сторону Правокубанской ГЭС от BJI-10 кВ Сары-Тюз -Красногорская ГЭС, ПКУ-2 10 кВ

тол-нтз

100/5 Кл. т. 0,2S Per. № 69606-17

знолп-эк

10500:л/з/100:л/з Кл. т. 0,2 Per. № 68841-17

ESM-HV100-24-A2E2-02A Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 66884-17

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

5

Правокубанская ГЭС, ГРУ-10 кВ, СШ-10 кВ, KJI-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 Per. №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, 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

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

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

Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

Границы

относит

погреш

измерений

усло

эксплу

соответс

вероятнос

(±5)

интервала ельной ности в рабочих виях тации, вующие ти Р=0,95 , %

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<Ь<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

1

2

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

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) Правокубанской 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 «Альф аТ ЦЕНТР»

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 Правокубанской ГЭС (АИИС КУЭ Правокубанской ГЭС)», аттестованном АО ГК «Системы и Технологии», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312308.

Нормативные 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».

Развернуть полное описание