Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО "Усть-Среднеканская ГЭС
- ООО управляющая компания "РусЭнергоМир", г.Новосибирск
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:55490-13
- 25.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО "Усть-Среднеканская ГЭС
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2013 |
Дата протокола | Приказ 1323 п. 19 от 11.11.2013 |
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 электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, измерения времени в шкале времени UTC(SU).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 4 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в ХМЬ формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:
- первый уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);
- третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс.
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, среднеквадратических значений тока и напряжения.
Вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений мощности.
Вычисление реактивной мощности осуществляется по среднеквадратическим значениям тока и напряжения, и активной мощности.
Вычисленные значения активной и реактивной мощности двух направлений преобразуются счетчиком в последовательности импульсов, частота следования импульсов в которых пропорциональна электрической мощности соответствующего вида и направления. Импульсы накапливаются в регистрах счетчика на интервале 30 минут, по окончании которого число импульсов сохраняется в энергонезависимой памяти с привязкой к времени в шкале UTC(SU).
Функции ИВКЭ реализованы в устройствах сбора и передачи данных (УСПД) «RTU-325L» (Г. р. № 37288-08), обеспечивающих сбор результатов измерений со счетчиков электрической энергии, приведение результатов измерений к именованным величинам с учетом коэффициентов трансформации, хранение результатов измерений, передачу результатов измерений на уровень ИВК, синхронизацию часов счетчиков электрической энергии. В состав АИИС КУЭ входят три ИВКЭ: ШК1 (обеспечивает сбор результатов измерений с ИИК ТИ № 1, 2, 23, 24), ШК2 (обеспечивает сбор результатов измерений с ИИК ТИ № 3, 4) и ШК3 (обеспечивает сбор результатов измерений с ИИК ТИ № от 5 до 22).
Функции ИВК выполняет комплекс измерительной вычислительный «АльфаЦЕНТР» (Г. р. № 44595-10), состоящий из сервера баз данных, связующих и вспомогательных компонентов. ИВК осуществляет сбор результатов измерений, хранящихся в памяти УСПД, сохранение результатов измерений в базе данных, формирование выходных файлов в формате XML, передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «Колымаэнерго», ДП ОАО «Магаданэнерго».
Измерение времени в шкале времени UTC(SU) в АИИС осуществляется с использованием сервера времени «Метроном-600», обеспечивающего прием и обработку сигналов систем ГЛОНАСС и GPS. ИВК автоматически синхронизует шкалу времени встроенных часов сервера баз данных со шкалой времени часов сервера времени по протоколу NTP. УСПД в составе ИВКЭ осуществляют автоматическую синхронизацию часов счетчиков один раз в сутки, в качестве источника точного времени используется сервер баз данных ИВК.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- между уровнями ИИК ТИ и ИВКЭ канал связи построен с использованием шины последовательного интерфейса;
- между уровнями ИВКЭ и ИВК связь обеспечивается по сети передачи данных Ethernet по протоколу TCP/IP, в качестве связующих компонентов используются коммутаторы MOXA EDS-408A-MM-ST;
- между уровнем ИВК и внешними системами с использованием глобальной сети передачи данных (основной канал передачи данных) и аппаратуры спутниковой связи (резервный канал передачи данных).
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень ИК и измерительных компонентов, входящих в их состав приведен в таблице 1.
В АИИС КУЭ допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.
№ ИК | Наименование ИК | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ | Тип, модификация | ||
1 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», Генератор 1 | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 21255-08; Ктт=8000/5 | А | ТШЛ, ТШЛ-20-1 |
В | ТШЛ, ТШЛ-20-1 | ||||
С | ТШЛ, ТШЛ-20-1 | ||||
ТН | КТ 0,2; Г.р. № 3344-08; Ктн=15750:Уз/100:Уз | А | ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3 | ||
В | ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3 | ||||
С | ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3 | ||||
Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 3185711, Ксч=1 | Альфа А1800, А1802-RALX-P4GB-DW-4 | |||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=252000 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
2 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», Генератор 2 | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 21255-08; Ктт=8000/5 | А | ТШЛ, ТШЛ-20-1 |
В | ТШЛ, ТШЛ-20-1 | ||||
С | ТШЛ, ТШЛ-20-1 | ||||
ТН | КТ 0,2; Г.р. № 3344-08; Ктн=15750:У3/100:У3 | А | ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3 | ||
В | ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3 | ||||
С | ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3 | ||||
Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 3185711, Ксч=1 | Альфа А1800, А1802-RALX-P4GB-DW-4 | |||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=252000 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
3 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», ВЛ-220 кВ «W1E УСГЭС-Оротукан - 1» | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 37101-08; Ктт=1200/1 | А | AMT 245/1 |
В | AMT 245/1 | ||||
С | AMT 245/1 | ||||
ТН | КТ 0,2; Г.р. № 37115-08; Ктн=220000:У3/100:У3 | А | SU 245/S | ||
В | SU 245/S | ||||
С | SU 245/S | ||||
Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 3185711, Ксч=1 | Альфа А1800, А1802-RALX-P4GB-DW-4 | |||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=2640000 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. №44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР |
№ ИК | Наименование ИК | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ | Тип, модификация | ||
4 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», ВЛ-220 кВ «W2E УСГЭС-Оротукан - 2» | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 37101-08; Ктт=1200/1 | А | AMT 245/1 |
В | AMT 245/1 | ||||
С | AMT 245/1 | ||||
ТН | КТ 0,2; Г.р. № 37115-08; Ктн=220000:Уз/100:Уз | А | SU 245/S | ||
В | SU 245/S | ||||
С | SU 245/S | ||||
Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 3185711, Ксч=1 | Альфа А1800, А1802-RALX-P4GB-DW-4 | |||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=2640000 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
5 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 2 В-Т21 ввод | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=1000/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=21000 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
6 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 16 В-Т22 ввод | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=1000/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=21000 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР |
№ ИК | Наименование ИК | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ | Тип, модификация | ||
7 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 19 ДЭС ввод | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=1000/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=21000 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
8 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 4 В-Т1-1 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=3150 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
9 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 5 В-Т3-1 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=3150 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР |
№ ИК | Наименование ИК | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ | Тип, модификация | ||
10 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 6 В-Т4-1 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=3150 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
11 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 7 В-Т8-1 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=3150 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
12 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 8 В-Т10-2 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=50/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=1050 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР |
№ ИК | Наименование ИК | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ | Тип, модификация | ||
13 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 13 В-Т8-2 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=3150 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
14 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 14 В-Т1-2 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=3150 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
15 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 15 В-Т3-2 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=3150 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР |
№ ИК | Наименование ИК | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ | Тип, модификация | ||
16 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 18 В-Т4-2 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=3150 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
17 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 21 В1-ЭТ-С1 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=50/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=1050 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
18 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 22 В-Т10-1(2) | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=3150 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР |
№ ИК | Наименование ИК | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ | Тип, модификация | ||
19 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 23 В2-ЭТ-С1 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=3150 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
20 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 25 Резерв | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5 | А | ТЛО-10 |
В | ТЛО-10 | ||||
С | ТЛО-10 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3 | А | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||
В | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
С | ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=3150 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
21 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», CH1-BG1 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 15173-06; Ктт=1000/5 | А | ТШП-0,66 |
В | ТШП-0,66 | ||||
С | ТШП-0,66 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.03М, СЭТ-103М.09 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=200 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
22 | ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», CH1-BG2 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 15173-06; Ктт=1000/5 | А | ТШП-0,66 |
В | ТШП-0,66 | ||||
С | ТШП-0,66 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ 4ТМ | Г-4ТМ.03М, СЭТ-103М.09 | ||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=200 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР |
№ ИК | Наименование ИК | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ | Тип, модификация | ||
23 | ОАО «Усть- Среднеканская ГЭС», Возбуждение 1 | ТТ | КТ 0,2; Г.р. № 21254-06; Ктт=300/5 | А | ТПЛ 20 |
В | ТПЛ 20 | ||||
С | ТПЛ 20 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 3344-08; Ктн=15750:У3/100:У3 | А | ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3 | ||
В | ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3 | ||||
С | ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3185711, Ксч=1 | Альфа А1800, А1805-RL-P4G-DW-4 | |||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=9450 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР | |||
24 | ОАО «Усть- Среднеканская ГЭС», Возбуждение 2 | ТТ | КТ 0,2; Г.р. № 21254-06; Ктт=300/5 | А | ТПЛ 20 |
В | ТПЛ 20 | ||||
С | ТПЛ 20 | ||||
ТН | КТ 0,5; Г.р. № 3344-08; Ктн=15750:У3/100:У3 | А | ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3 | ||
В | ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3 | ||||
С | ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 3185711, Ксч=1 | Альфа А1800, А1805-RL-P4G-DW-4 | |||
УСПД | Г.р. № 37288-08, Куспд=9450 | RTU-325L | |||
ИВК | Г.р. № 44595-10, Кивк=1 | АльфаЦЕНТР |
Программное обеспечение
АИИС КУЭ работает под управлением программного обеспечения «АльфаЦЕНТР», установленного на сервере баз данных ИВК.
Программное обеспечение выполняет функции информационного обмена с УСПД, в том числе сбора данных, передачи команд синхронизации часов, передачи результатов измерений в систему управления базами данных Oracle, представления результатов измерений, предотвращения несанкционированного доступа к результатам измерений и их изменения.
Программное обеспечение состоит из коммуникационного сервера, модуля доступа к базам данных, расчетного сервера, модуля шифрования данных.
Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Наименование программного обеспечения | Идентифика ционное наименование программного обеспечения | Номер версии програм много обеспече ния | Цифровой идентифи катор программного обеспечения | Алгоритм вычис ления цифрового идентифи катора |
АльфаЦЕНТР | alphamess.dll | - | b8c331abb5e34 444170eee9317 d635cd | MD5 |
ameta.exe | 3.32.0.0 | 58bebdb2e0f91 0b90a55f12479 afa093 | MD5 | |
ametc.exe | 3.32.0.0 | 0c4a16083869c 9d8bd42a008aa c34db9 | MD5 | |
amra.exe | 3.32.0.0 | b7dc2f2953755 53578237ffc26 76b153 | MD5 | |
amrc.exe | 3.32.0.0 | 8278b954b23e 73646072317ff d09baab | MD5 | |
amrserver.exe | 3.32.0.0 | 94b754e7dd0a 57655c4f6b825 2afd7a6 | MD5 | |
billsvr.exe | 3.30.0.0 | 61a6928159f18 8a95dac0462c5 e9bcda | MD5 | |
cdbora2.dll | 3.31.0.0 | 5e9a48ed75a27 d10c135a87e77 051806 | MD5 | |
encryptdll.dll | - | 0939ce05295fb cbbba400eeae8 d0572c | MD5 |
Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерений.
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК).............................................................................24
Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической
энергии ................................................................................................. приведены в таблице 3
Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической
энергии в рабочих условиях применения ........................................... приведены в таблице 4
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с............................................................± 5
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и
приращений электрической энергии, минут.........................................................................30
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут....................................30
Формирование XML-файла для передачи внешним системам.......................автоматическое
Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (OwoA) электроэнергии.
I, % от 1ном | Коэффи циент мощности | ИК № от 1 до 4 | ИК № от 5 до 20 | ИК № 21, 22 | ИК № 23, 24 |
% % | % % | % % | % % | ||
2 | 0,5 | ± 1,8 | ± 4,9 | ± 4,7 | - |
2 | 0,8 | ± 1,2 | ± 2,7 | ± 2,6 | - |
2 | 0,865 | ± 1,1 | ± 2,4 | ± 2,3 | - |
2 | 1 | ± 0,91 | ± 1,9 | ± 1,8 | - |
5 | 0,5 | ± 1,3 | ± 3,1 | ± 2,8 | ± 2,3 |
5 | 0,8 | ± 0,87 | ± 1,9 | ± 1,7 | ± 1,6 |
5 | 0,865 | ± 0,83 | ± 1,8 | ± 1,6 | ± 1,5 |
5 | 1 | ± 0,57 | ± 1,2 | ± 0,99 | ± 1,1 |
20 | 0,5 | ± 1,0 | ± 2,4 | ± 2,1 | ± 1,6 |
20 | 0,8 | ± 0,63 | ± 1,4 | ± 1,1 | ± 0,95 |
20 | 0,865 | ± 0,59 | ± 1,2 | ± 1,0 | ± 0,91 |
20 | 1 | ± 0,47 | ± 0,99 | ± 0,78 | ± 0,76 |
100, 120 | 0,5 | ± 1,0 | ± 2,4 | ± 2,1 | ± 1,4 |
100, 120 | 0,8 | ± 0,63 | ± 1,4 | ± 1,1 | ± 0,85 |
100, 120 | 0,865 | ± 0,59 | ± 1,2 | ± 1,0 | ± 0,82 |
100, 120 | 1 | ± 0,47 | ± 0,99 | ± 0,78 | ± 0,69 |
Таблица 4 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (OwA) и реактивной (OwP) электроэнергии в рабочих условиях применения.
I, % от 1ном | Коэффи | ИК № от 1 до 4 | ИК № от 5 до 20 | ИК № 21, 22 | ИК № 23, 24 | ||||
циент | с A Ow , | Ow , | ± OwA, | ± Ow , | ± OwA, | ± Ow , | с A Ow , | Ow , | |
мощности | % | % | % | % | % | % | % | % | |
2 | 0,5 | ± 2,0 | ± 2,1 | ± 4,9 | ± 3,7 | - | - | ± 5,1 | ± 3,7 |
2 | 0,8 | ± 1,4 | ± 2,3 | ± 3,0 | ± 4,7 | - | - | ± 3,1 | ± 4,9 |
2 | 0,865 | ± 1,3 | ± 2,5 | ± 2,8 | ± 5,5 | - | - | ± 2,8 | ± 5,6 |
2 | 1 | ± 1,2 | - | ± 2,3 | - | - | - | ± 2,4 | - |
5 | 0,5 | ± 1,4 | ± 1,9 | ± 3,2 | ± 3,3 | ± 2,7 | ± 3,3 | ± 3,4 | ± 3,4 |
5 | 0,8 | ± 1,1 | ± 2,1 | ± 2,3 | ± 3,8 | ± 2,2 | ± 3,5 | ± 2,4 | ± 3,9 |
5 | 0,865 | ± 1,1 | ± 2,1 | ± 2,2 | ± 4,1 | ± 2,1 | ± 3,7 | ± 2,3 | ± 4,3 |
5 | 1 | ± 0,78 | - | ± 1,4 | - | ± 1,4 | - | ± 1,5 | - |
20 | 0,5 | ± 1,3 | ± 1,7 | ± 2,5 | ± 3,0 | ± 2,1 | ± 2,9 | ± 2,8 | ± 3,1 |
20 | 0,8 | ± 0,95 | ± 1,8 | ± 1,8 | ± 3,2 | ± 1,7 | ± 3,0 | ± 2,0 | ± 3,4 |
20 | 0,865 | ± 0,93 | ± 1,8 | ± 1,8 | ± 3,4 | ± 1,7 | ± 3,1 | ± 1,9 | ± 3,6 |
20 | 1 | ± 0,71 | - | ± 1,3 | - | ± 1,2 | - | ± 1,4 | - |
100, 120 | 0,5 | ± 1,3 | ± 1,7 | ± 2,5 | ± 3,0 | ± 2,0 | ± 2,9 | ± 2,8 | ± 3,1 |
100, 120 | 0,8 | ± 0,95 | ± 1,8 | ± 1,8 | ± 3,2 | ± 1,7 | ± 3,0 | ± 2,0 | ± 3,4 |
100, 120 | 0,865 | ± 0,93 | ± 1,8 | ± 1,8 | ± 3,4 | ± 1,7 | ± 3,0 | ± 1,9 | ± 3,6 |
100, 120 | 1 | ± 0,71 | - | ± 1,3 | - | ± 1,2 | - | ± 1,4 | - |
Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет................................4
Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ...................................... автоматическое
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: температура окружающего воздуха:
для измерительных трансформаторов ИК, ° С............................................от минус 45 до 40;
для счетчиков, связующих компонентов, °С............................................................ от 0 до 40;
для оборудования ИВК, °С..................................................................................... от 10 до 35;
частота сети, Гц................................................................................................. от 49,5 до 50,5;
напряжение сети питания (относительного номинального значения UmM), % .. от 90 до 110. Допускаемые значения информативных параметров:
ток в ИК № от 1 до 22, % от 1ном.............................................................................. от 2 до 120;
ток в ИК № 23, 24, % от 1ном.................................................................................... от 5 до 120;
напряжение, % от UmM........................................................................................... от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos j........................................................... 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
коэффициент реактивной мощности, sin j..........................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра РЭМ.022-ДВ/11.02.01ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
Трансформатор тока | ТЛО-10 | 48 |
Трансформатор тока | АМТ 245/1 | 6 |
Трансформатор тока | ТШЛ-20-1 | 6 |
Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 6 |
Трансформатор тока | ТПЛ-20 | 6 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-15 У3 | 6 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-10 У 2 | 6 |
Трансформатор напряжения | SU 245/S | 6 |
Устройство сбора и передачи данных | RTU-325L | 3 |
Сервер времени | Метроном-600 | 1 |
Сервер баз данных | Proliant DL380 G7 | 1 |
Счетчик электрической энергии | А1802-RALX-P4GB-DW-4 | 4 |
Счетчик электрической энергии | А1805-RL-P4GB-DW-4 | 2 |
Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ. 02М. 03 | 16 |
Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ. 03М. 09 | 2 |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС». Формуляр | РЭМ.022-ДВ/11.02.01ФО | 1 |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС». Методика поверки | РЭМ. 022-ДВ/11.02.01 Д1 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу РЭМ.022-ДВ/11.02.01Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в августе 2013 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г. р. № 22029-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (поправка системных часов не более ± 10 мкс).
Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:
- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики электрической энергии Альфа А1800 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М и СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- устройство сбора и передачи данных RTU-325L - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- комплекс измерительно вычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.466453.007МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС».
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС». Свидетельство об аттестации методики измерений №176-01.00249-2013 от «14» августа 2013 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС»
1. ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
3. ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
4. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
5. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
6. ТУ 4228-011-29056091-11. Счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа А1800. Технические условия.
7. ИЛГШ.411152.145ТУ. Счетчики многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Технические условия.
8. РЭМ.022-ДВ/11.02.01 Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС». Технический проект.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.