| Номер в госреестре | 79503-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО "РусГидро" - "Кабардино-Балкарский филиал" (Верхнебалкарская МГЭС) |
| Изготовитель | Акционерное общество Группа Компаний "Системы и Технологии" (АО ГК "Системы и Технологии"), г. Владимир |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Кабардино-Балкарский филиал» (Верхнебалкарская МГЭС) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации, а так же измерения времени и интервалов времени.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й 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.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени типа УСВ-2 (далее - УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
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 входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, 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 и объектов измерений по группам точек поставки производится с уровня ИВК настоящей системы.
АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам глобальных навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение шкалы времени УССВ, со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется не реже, чем 1 раз в 1 час. Синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ производится при наличии расхождения ±1 мс и более.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ, со шкалой времени УСПД осуществляется не реже, чем 1 раз в 1 сутки. Синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ производится при наличии расхождения ±1 с и более.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При отклонении шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД на ±2 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Передача данных осуществляется по каналам связи со скоростью не менее 9600 бит/с, следовательно время задержки составляет менее 0,2 с
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электрической энергии, сервера АИИС КУЭ отражаются в журналах событий. Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счётчиков, и сервера АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000», метрологически значимая часть которого указана в таблице 1 . В ПО «Пирамида 2000» реализована защита измерительной информации с помощью паролей и разграничения прав доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое средствами ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) Наименование программного модуля ПО: CalcClients.dll CalcLeakage.dll CalcLosses.dll Metrology.dll ParseBin.dll ParseIEC.dll ParseModbus.dll ParsePiramida.dll SynchroNSI.dll VerifyTime.dll | e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электрической энергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ УССВ/Сервер | Вид электрической энергии и мощности |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Верхнебалкарская МГЭС, ГГ-1 (6,3 кВ) | ТЛП-10 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 30709-11 | ЗНОЛП-ЭК 6300/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УСПД: СИКОН С70 Рег. № 28822-05 УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-09 Сервер: HP ProLiant DL160 G6 | активная реактивная |
| 2 | Верхнебалкарская МГЭС, ГГ-2 (6,3 кВ) | ТЛП-10 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 30709-11 | ЗНОЛП-ЭК 6300/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 3 | Верхнебалкарская МГЭС, ГГ-3 (6,3 кВ) | ТЛП-10 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 30709-11 | ЗНОЛП-ЭК 6300/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 4 | Верхнебалкарская МГЭС, КРУ 10 кВ, СШ 10 кВ, КВЛ 10 кВ ф. 391 Верхнебалкарская МГЭС -Мухольская ГЭС | ТЛП-10 100/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 30709-11 | ЗНОЛП-ЭК 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | Верхнебалкарская МГЭС, КРУМ 35 кВ, СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Верхнебалкарская МГЭС - Кашхатау | ТЛО-35 400/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 36291-11 | НАЛИ-НТЗ 35000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 70747-18 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. Т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УСПД: СИКОН С70 Рег. № 28822-05 УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-09 Сервер: HP ProLiant DL160 G6 | активная реактивная |
| перечи характ 4 эксплу | Примечания: 1. Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у тсленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение, указанных в таблицах 3 и 4 метрологических ’еристик. 2. Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденного типа. 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с ^атационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
| Номер ИК | 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) | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 1,0 | 1,2 | |
| 0,2!н1<11<!н1 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 1,0 | 1,2 | |
| 0,05!н1<11<0,2!н1 | 0,6 | 0,8 | 1,2 | 0,8 | 1,0 | 1,4 | |
| 0,01Iнl<Il<0,05Iнl | 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 счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 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 | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | Границы и относит погреш измерений усло эксплуа соответст вероятнос (±5) | нтервала 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) | Ьи<!1<1,21н1 | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,8 |
| 0,2Iнl<Il<Iнl | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,8 | |
| 0,05!н1<11<0,2!н1 | 1,1 | 0,9 | 1,9 | 1,8 | |
| 0,02Iнl<Il<0,05Iнl | 2,0 | 1,5 | 2,5 | 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 = 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С. 3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р= 0,95. | |||||
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 5 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до101 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности СОБф | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - коэффициент мощности cosф | 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 | |
| электросчетчиков, УСПД °С | от +5 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УССВ | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - график средних мощностей за интервал 30 мин, суток | 45 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал УСПД:
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с УСПД, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков УСПД;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- журнал ИВК:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК;
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения).
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;
- испытательной коробки (испытательного блока);
- УСПД;
- сервера (серверных шкафов);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Кабардино-Балкарский филиал» (Верхнебалкарская МГЭС) типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Рег. № | Количество, экз. |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 30709-11 | 12 |
| Трансформатор тока | ТЛО-35 | 36291-11 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК | 68841-17 | 12 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-НТЗ | 70747-18 | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-17 | 5 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-09 | 1 |
| Контроллер сетевой индустриальный | СИКОН С70 | 28822-05 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL160 G6 | - | 1 |
| Программное обеспечение | Пирамида 2000 | - | 1 |
| Методика поверки | МП 3-2020 | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
осуществляется по документу МП 3-2020 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Кабардино-Балкарский филиал» (Верхнебалкарская МГЭС). Методика поверки», утвержденному АО ГК «Системы и Технологии» 30 июня 2020 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (Рег. № 39952-08);
- устройство синхронизации времени УСВ-2 (Рег. № 41681-10);
- термогигрометр «Ива-6»: диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 90 %, дискретность 0,1 % (Рег. № 46434-11);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 1999 мТл (Рег. № 28134-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии филиала ПАО «РусГидро» - «Кабардино-Балкарский филиал» (Верхнебалкарская МГЭС) (АИИС КУЭ филиала ПАО «РусГидро» - «Кабардино-Балкарский филиал» (Верхнебалкарская МГЭС)), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», регистрационный номер в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений RA.RU.312308.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Кабардино-Балкарский филиал» (Верхнебалкарская МГЭС)
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 | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
