| Номер в госреестре | 79437-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ПАО "РусГидро" - "Бурейская ГЭС" |
| Изготовитель | Филиал Публичного акционерного общества «Федеральная гидрогенерирующая компания-РусГидро» — «Бурейская ГЭС» (Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС»),г. Красноярск |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую (двухуровневую для ИИК 16-17 и трехуровневую для ИИК 1-15) автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи (для ИИК 1-17).
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и коммутационное оборудование (для ИИК 1-15).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений, сервер точного времени, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных (для ИИК 1-17).
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух (ИИК 16-17) и трех (ИИК 1-15) уровней АИИС КУЭ.
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 мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. 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.
Каждые 30 минут УСПД (для ИИК 1-15) и сервер базы данных (Сервер БД) (для ИИК 16-17) производят опрос всех подключенных к ним цифровых счетчиков ИК. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД и сервера БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и ее накопление.
Передача накопленных данных с УСПД на сервер БД происходит по проводным линиям
связи.
Сервер базы данных, с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе серверов точного времени ССВ-1Г (основной и резервный).
Сличение сервера БД с сервером точного времени происходит с периодичностью 1 раз в 30 минут. Коррекция часов сервера БД выполняется при расхождении времени с сервером точного времени более чем на ±1 с (программируемый параметр). Синхронизация времени УСПД от сервера БД происходит с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция производится при расхождении времени более чем на ±1 с (программируемый параметр). Время счетчиков ИИК 1-15 синхронизируется от УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция времени счетчиков производится при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем на ±2 с (программируемый параметр). Время счетчиков ИИК 16-17 синхронизируется от сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция времени счетчиков производится при расхождении времени счетчиков и сервера БД более чем на ±2 с (программируемый параметр).
Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции.
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР».
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР», указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.10.03 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| 1 2 | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ | Вид электроэнергии | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Бурейская ГЭС, ГА1 (15,75 кВ) | GSR Кл.т. 0,2 Ктт = 16000/5 Рег. № 25477-03 | UGE 17,5 B3 Кл.т. 0,2 Ктн = 15750/V3/100/V3 Рег. № 78692-20 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | |
| 2 | Бурейская ГЭС, ГА2 (15,75 кВ) | GSR Кл.т. 0,2 Ктт = 16000/5 Рег. № 25477-03 | UGE 17,5 B3 Кл.т. 0,2 Ктн = 15750/V3/100/V3 Рег. № 78692-20 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-327 Рег. № 41907-09/ | Активная Реактивная |
| 3 | Бурейская ГЭС, ГА3 (15,75 кВ) | GSR Кл.т. 0,2 Ктт = 16000/5 Рег. № 25477-03 | UGE 17,5 B3 Кл.т. 0,2 Ктн = 15750/V3/100/V3 Рег. № 78692-20 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | Активная Реактивная |
| 4 | Бурейская ГЭС, ГА4 (15,75 кВ) | GSR Кл.т. 0,2 Ктт = 16000/5 Рег. № 25477-03 | UGE 17,5 B3 Кл.т. 0,2 Ктн = 15750/V3/100/V3 Рег. № 78692-20 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | Бурейская ГЭС, ГА5 (15,75 кВ) | GSR Кл.т. 0,2 Ктт = 16000/5 Рег. № 25477-03 | UGE 17,5 B3 Кл.т. 0,2 Ктн = 15750/V3/100/V3 Рег. № 78692-20 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | |
| 6 | Бурейская ГЭС, ГА6 (15,75 кВ) | GSR Кл.т. 0,2 Ктт = 16000/5 Рег. № 25477-03 | UGE 17,5 B3 Кл.т. 0,2 Ктн = 15750/V3/100/V3 Рег. № 78692-20 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | |
| 7 | Бурейская ГЭС, РУ-500 кВ, ВЛ-500кВ Бурейская ГЭС-Амурская | JK ELK CB/3 Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 Рег. № 28007-04 | НДЕ-М-500 Кл.т. 0,2 Ктн = 500000/V3/100V3 Рег. № 26197-03 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-327 Рег. № 41907-09/ | Активная Реактивная |
| 8 | Бурейская ГЭС, РУ-500 кВ, ВЛ-500кВ Бурейская ГЭС-Хабаровская №1 | JK ELK CB/3 Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 Рег. № 28007-04 | НДЕ-М-500 Кл.т. 0,2 Ктн = 500000/V3/100V3 Рег. № 26197-03 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | Активная Реактивная |
| 9 | Бурейская ГЭС, РУ-500 кВ, ВЛ-500кВ Бурейская ГЭС-Хабаровская №2 | JK ELK CB/3 Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 Рег. № 28007-04 | НДЕ-М-500 Кл.т. 0,2 Ктн = 500000/V3/100V3 Рег. № 26197-03 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | |
| 10 | Бурейская ГЭС, 0РУ-220 кВ, ВЛ 220кВ Бурейская ГЭС - Завитая I цепь | ТВ-220 Кл.т. 0,2 Ктт = 1200/1 Рег. № 20644-03 | СРВ-245 Кл.т. 0,2 Ктн = 220000/V3/100V3 Рег. № 15853-06 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 11 | Бурейская ГЭС, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220кВ Бурейская ГЭС - Завитая II цепь | ТВ-220 Кл.т. 0,2 Ктт = 1200/1 Рег. № 20644-03 | СРВ-245 Кл.т. 0,2 Ктн = 220000/V3/100V3 Рег. № 15853-06 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-327 Рег. № 41907-09/ ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | Активная Реактивная |
| 12 | Бурейская ГЭС, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Бурейская ГЭС -Талакан №1 с отпайкой на ПС Куруктачи | ТВ-220 Кл.т. 0,2 Ктт = 600/1 Рег. № 20644-03 | СРВ-245 Кл.т. 0,2 Ктн = 220000/V3/100V3 Рег. № 15853-06 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | |
| 13 | Бурейская ГЭС, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Бурейская ГЭС -Талакан №2 с отпайкой на ПС Куруктачи | ТВ-220 Кл.т. 0,2 Ктт = 600/1 Рег. № 20644-03 | СРВ-245 Кл.т. 0,2 Ктн = 220000/V3/100V3 Рег. № 15853-06 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | |
| 14 | Бурейская ГЭС, ОРУ-220 кВ, ОВ1 220 кВ | ТВ-220 Кл.т. 0,2 Ктт = 1200/1 Рег. № 20644-03 | СРВ-245 Кл.т. 0,2 Ктн = 220000/V3/100V3 Рег. № 15853-06 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | |
| 15 | Бурейская ГЭС, ОРУ-220 кВ, ОВ2 220 кВ | ТВ-220 Кл.т. 0,2 Ктт = 1200/1 Рег. № 20644-03 | СРВ-245 Кл.т. 0,2 Ктн = 220000/V3/100V3 Рег. № 15853-06 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 16 | ПС 35 кВ №4, ЗРУ-6 кВ, 1с.ш., яч. №8 | ТОЛ 10ХЛ3 Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 7069-82 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094-87 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | Активная Реактивная |
| 17 | ПС 35 кВ №4, ЗРУ-6 кВ, 2с.ш., яч. №12 | Т0Л-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 7069-07 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094-87 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | |
| Примечания: 1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. 2 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. 3 Допускается замена УССВ и УСПД на аналогичное утвержденного типа. 4 Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. | ||||||
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| Активная | 0,5 | 2,2 | |
| 1 - 6, 10 - 15 | |||
| Реактивная | 1,1 | 2,1 | |
| Активная | 0,5 | 2,1 | |
| 7 - 9 | |||
| Реактивная | 1,1 | 2,3 | |
| Активная | 1,0 | 5,8 | |
| 16, 17 | |||
| Реактивная | 2,2 | 4,5 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | ||
| Примечания: | |||
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). | |||
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, | |||
| соответствующие P = | 0,95. | ||
| 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном, cos9 = 0,5 и | |||
| температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 до плюс 30 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности, СОБф - температура окружающей среды ,°C | от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для УССВ | от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -45 до +40 от -40 до +65 от +1 до +50 от +5 до +40 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электроэнергии Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| УСПД RTU-327 | |
| - наработка на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - время восстановления, ч, не более | 24 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| ИИК: | |
| - счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| ИВКЭ: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, | |
| потребленной за месяц, сут, не менее | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | GSR | 18 шт. |
| Трансформаторы тока | JK ELK CB/3 | 9 шт. |
| Трансформаторы тока | ТВ-220 | 18 шт. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 4 шт. |
| Трансформаторы напряжения | UGE 17,5 B3 | 18 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НДЕ-М-500 | 9 шт. |
| Трансформаторы напряжения | СРВ-245 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | Альфа А1800 | 17 шт. |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 шт. |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 шт. |
| Методика поверки | МП-312235-100-2020 | 1 экз. |
| Формуляр | НТАС.422231.004.ФО | 1 экз. |
осуществляется по документу МП-312235-100-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 26.03.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя, МИ 2982-2006 ГСИ. Трансформаторы напряжения измерительные 500/V3...750/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (рег. № 31857-11) - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- УСПД RTU-327 - в соответствии с документом ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- серверов синхронизации времени ССВ-1Г - в соответствии с документом «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ФГУП «ЦНИИС» в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ПАО «РусГ идро» - «Бурейская 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
| Зарегистрировано поверок | 10 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
