| Номер в госреестре | 80520-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Квадра" (филиал ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация") |
| Изготовитель | Публичное акционерное общество "Квадра - Генерирующая компания" (ПАО "Квадра"), филиал ПАО "Квадра" "Белгородская генерация", г. Белгород |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Квадра» (филиал ПАО «Квадра» - «Белгородская генерация») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными объектами ПАО «Квадра» филиала ПАО «Квадра» - «Белгородская генерация», сбора, хранения и обработки полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии многофункциональные (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU-325 (рег. № 37288-08);
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер баз данных (БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Альфа-ЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ);
- хранение информации о результатах измерений в специализированной базе данных по заданным критериям;
- передача информации о результатах измерений АО «АТС» и внешним пользователям;
- доступ к информации и передача ее в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ);
- диагностика и функционирование средств измерений, технических и программных средств АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются ТТ и ТН в аналоговые сигналы, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы счетчика. 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS-485 на сервер, а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматизированных рабочих местах.
На 3-ем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН; формирование и хранение поступающей информации; оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергии. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи. Архивы информации о результатах измерений приращений потребленной электроэнергии хранятся не менее 5 лет.
Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает результаты потребления электроэнергии по ИК за интервал времени 30 мин. Передача информации происходит в электронном виде макета 80020 в формате XML.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с национальной шкалой времени UTC (SU) с помощью приема сигналов от навигационной системы ГЛОНАСС/GPS УССВ на базе УССВ-2 (рег. № 54074-13), имеющего погрешность синхронизации с национальной шкалой времени UTC (SU) ±1 мкс. Синхронизация внутренних часов УСПД и сервера БД происходит автоматически при расхождении со шкалой времени УССВ более чем на ±2 с не реже 1 раза в час. УСПД обеспечивает автоматический контроль достоверности передаваемой информации по каналу связи со счетчиком и автоматическую проверку работоспособности счетчиков с самотестированием с записью в журнале событий УСПД. В процессе сбора информации от счетчиков с периодичностью не реже 1 раз в час УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках и, в случае расхождения более чем на ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию.
ПО АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР».
ПО является метрологически значимым.
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 каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационным признаком ПО служит номер версии ПО и цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма), которые отображаются на мониторе при запуске программы. Идентификационные данные (признаки) ПО приведены в таблице 3
| Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) | ПО |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | SE 3.01.03.01 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | Измерительные компоненты ИК | |||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| Белгородская ТЭЦ | ||||||
| 2 | ГРУ 6 кВ БТЭЦ ПП «Белгородская ТЭЦ» яч.20 (Трансформатор связи Т2) | ТПОЛ-10 КТ 0,5 1500/5 рег. № 1261-08 | ГОЛ.08.6.УХЛ3К Т 0,5 6000/100 рег. № 9219-83 | RTU-325 рег. № 3728808 | ||
| 74 | БТЭЦ ЭВ-110 ВЛ-110 «Фрунзенская» | B65-CT КТ 0,2S 600/1 рег. № 46841-11 | UMP 145 КТ 0,2 110000:V3/100:V3 рег. № 48448-11 | ЕвроАльфа EA05 КТ 0,5 S/1 рег. № 1 07 | ||
| 75 | БТЭЦ ЭВ-110 ВЛ-110 «Белгород» | |||||
| 76 | БТЭЦ ЭВ-110 Т3 | |||||
| 77 | БТЭЦ ЭВ-110 Т4 | |||||
| 78 | Белгородская ТЭЦ, ГРУ-1 10кВ, яч.2, ЭВ-10 Г-1 | ТЛП-10 исп. ТЛП-10-1 КТ 0,2S 3000/5 рег. № 30709-11 | ЗНОЛП КТ 0,5 10000:V3/100:V3 рег. № 23544-07 | |||
| 80 | Белгородская ТЭЦ, ГРУ-2, 10кВ, яч.2, ЭВ-10 Г-2 | |||||
| ГТУ ТЭЦ «ЛУЧ» | ||||||
| 60 | ПС ГТУ ТЭЦ Луч Ввод№1 ЛЭП 110кВ Черемошное-110 | TG 145 КТ 0,2S 600/1 рег. № 15651-12 | СРА 72-550 модиф. СРА 123, КТ 0,2 110000:V3/100:V3 рег. № 15852-06 | ЕвроАльфа EA05 КТ 0,5 S/1 рег. № 16666-07 | RTU-325 рег. № 3728808 | |
| 61 | ПС ГТУ ТЭЦ Луч Ввод№2 ЛЭП 110 кВ Черемошное-110 | |||||
| 62 | ПС ГТУ ТЭЦ Луч Ввод №1 ЛЭП 110 кВ Белгород-330 | |||||
| 63 | ПС ГТУ ТЭЦ Луч Ввод №2 ЛЭП 110 кВ Белгород-330 | |||||
| 64 | ПС ГТУ ТЭЦ Луч ЛЭП 1 10 кВ Дубовое-110 | ТОЛ-10-1 КТ 0,2S 1000/5 рег. № 15128-07 | ЗНОЛ.06 исп. ЗНОЛ.06-10 КТ 0,5 10000:V3/100:V3 рег. № 3344-08 | ЕвроАльфа EA02 КТ 0,2S/0,5 рег. № 16666-07 | ||
| 65 | ПС ГТУ ТЭЦ Луч ЛЭП 2 10 кВ Дубовое-110 | |||||
| 66 | ПС ГТУ ТЭЦ Луч Генератор 1 (10кВ) | ТЛШ-10 КТ 0,5 3000/5 рег. № 11077-07 | ||||
| 67 | ПС ГТУ ТЭЦ Луч Генератор 2(10кВ) | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Г убкинская ТЭЦ | |||||
| 19 | Губкинская ТЭЦ, ЗРУ-35кВ, яч.1, ВЛ 35кВ Губкин -Губкинская ТЭЦ I цепь | ТОЛ 35 исп. ТОЛ 35-III КТ 0,5S 600/5 рег. № 21256-07 | 3НОМ-35-65 КТ 0,5 35000:V3/100:V3 рег. № 912-07 | ЕвроАльфа EA05 КТ 0,5 S/1 рег. № 16666-07 | RTU-325 рег. № 3728808 |
| 20 | Губкинская ТЭЦ, ЗРУ-35кВ, яч.5, ВЛ 35кВ Губкин -Губкинская ТЭЦ II цепь | 3НОМ-35-54 КТ 0,5 35000:V3/100:V3 рег. № 912-54 | |||
| 21 | Губкинская ТЭЦ, ЗРУ-35кВ, яч.12, ВЛ-35кВ ГТЭЦ - ПС Восточная | 3НОМ-35-65 КТ 0,5 35000:V3/100:V3 рег. № 912-07 | |||
| 22 | Губкинская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 1сш, яч.1, фидер РП-1 | ТПОЛ-10 КТ 0,5S 400/5 рег. № 1261-08 | НАМИТ-10 модиф. НАМИТ-10-1, КТ 0,5 6000/100 рег. №16687-13 | ||
| 23 | Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 1 сек, яч.№3 (КМАруда ПС 3) | ||||
| 24 | Губкинская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 1сш, яч.7, фидер ПС №2 | ||||
| 25 | Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 1 сек, яч.№9 (КМАруда ПС 3) | ТПОЛ-10 КТ 0,5S 600/5 рег. № 1261-08 | |||
| 26 | Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 1 сек, яч.№11, (КМАруда КТПН 1) | ||||
| 27 | Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 1 сек, яч.№13, (КМАруда ПС 11) | ||||
| 28 | Губкинская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 2сш, яч.19, фидер РП-4 | ТПОЛ-10 КТ 0,5S 150/5 рег. № 1261-08 | |||
| 29 | Губкинская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 2сш, яч.26, фидер КТП-164, ЗТП-188 | ТПОЛ-10 КТ 0,5S 1000/5 рег. № 1261-08 | |||
| 30 | Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 2 сек, яч.№25, (КМАруда ПС 3) | ТПОЛ-10 КТ 0,5S 600/5 рег. № 1261-08 | |||
| 31 | Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 2 сек, яч.№27, (КМАруда ПС 14) | ||||
| 32 | Губкинская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 2сш, яч.29, фидер Литейный цех | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 33 | Губкинская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 3сш, яч.31, фидер ТП-630 | ТПОЛ-10 КТ 0,5S 400/5 рег. № 1261-08 | НАМИТ-10 модиф. НАМИТ-10-1, КТ 0,5 6000/100 рег. №16687-13 | ЕвроАльфа EA05 КТ 0,5 S/1 рег. № 16666-07 | RTU-325 рег. № 3728808 |
| 34 | ПС 35/6 кВ "Губкинская ТЭЦ", ГРУ-6 кВ, яч.38, фидер Земснаряд | ТПОЛ-10 КТ 0,5S 600/5 рег. № 1261-08 | |||
| 35 | Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 3 сек, яч.№39, (КМАруда ПС 11) | ||||
| 36 | Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 3 сек, яч.№42, (КМАруда ПС 13) | ТПОЛ-10 КТ 0,5S 1000/5 рег. № 1261-08 | |||
| 37 | ПС 35/6 кВ "Губкинская ТЭЦ", ЗРУ-35 кВ, яч.9, ВЛ-35 кВ Губкинская ТЭЦ - ПС 135 цепь I (ЛГОК) | ТОЛ 35 исп. ТОЛ 35-III КТ 0,5S 600/5 рег. № 21256-07 | 3НОМ-35-65 КТ 0,5 35000:V3/100:V3 рег. № 912-07 | ||
| 38 | ПС 35/6 кВ "Губкинская ТЭЦ", ЗРУ-35 кВ, яч.11, ВЛ-35 кВ Губкинская ТЭЦ - ПС 135 цепь II (ЛГОК) | 3НОМ-35-54 КТ 0,5 35000:V3/100:V3 рег. № 912-54 | |||
| 50 | Губкинская ТЭЦ, Г-1 (6 кВ) | ТПОЛ-10 КТ 0,5S 1500/5 рег. № 1261-08 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 рег. № 831-53 | ||
| 51 | Г убкинская ТЭЦ, Г-2 (6 кВ) | ||||
| 52 | Г убкинская ТЭЦ, Г-3 (6 кВ) | ||||
| 53 | Губкинская ТЭЦ, ТГ-4 (6 кВ) | ТПОЛ-10 КТ 0,5S 1500/5 рег. № 1261-08 | НАМИТ-10 модиф. НАМИТ-10-1, КТ 0,5 6000/100 рег. №16687-13 | ||
| 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 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ 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 их неотъемлемая часть. | |||||
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности, (±5), % | Границы относительной погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 2, 19-38, 50-53 | Активная | 1,3 | 1,8 |
| Реактивная | 2,4 | 3,6 | |
| 60-63 | Активная | 0,6 | 0,9 |
| Реактивная | 2,2 | 3,3 | |
| 64, 65 | Активная | 0,6 | 0.8 |
| Реактивная | 2,5 | 3,7 | |
| 66, 67 | Активная | 0,9 | 1,3 |
| Реактивная | 1,9 | 2,8 | |
| 74-78, 80 | Активная | 1,1 | 1,5 |
| Реактивная | 2,2 | 3,3 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с/сутки ±5 | |||
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для получасовых измерений электроэнергии. 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности Р=0,95. 3 Границы относительной погрешности в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8 и I20 %< I изм< I100 %. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 39 |
| Начальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ^ом - ток, % от ^ом - коэффициент мощности, cos ф - температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 5 до 120 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ^ом - ток, % от ^ом - коэффициент мощности, cos ф - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчётчиков, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 0,5инд до 0,8 ёмк от -20 до +35 от +10 до +30 |
| Надёжность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчётчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 80000 2 100000 1 |
| 1 | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: Электросчётчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не | 5 |
| менее | |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации | 3,5 |
| средств измерений, лет, не менее |
Надежность системных решений:
- резервное питание УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование канала связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчике;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервере БД.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографическим способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность средства измерений_
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор напряжения | НОЛ.08.6.УХЛ3 | 1 |
| Трансформатор напряжения | UMP 145 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП | 2 |
| Трансформатор напряжения | СРА 72-550 модиф. СРА 123 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 исп. ЗНОЛ ЗНОЛ.06-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 модиф. НАМИТ-10-1 | 16 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 20 |
| Трансформатор тока измерительный | В65-СТ | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 исп. ТЛП-10-1 | 2 |
| Трансформатор тока | TG 145 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-1 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ 35 исп. ТОЛ 35-III | 5 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ЕвроАльфа | 39 |
| УСПД | RTU-325 | 3 |
| УССВ | УССВ-2 | 1 |
| Сервер | Window 2003 Server | 1 |
| ПО | АльфаЦЕНТР | 1 |
| Методика поверки | МП-04-06/08-2020 | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | 1 шт. |
осуществляется по документу МП-04-06/08-2020 «Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Квадра» (филиал ПАО «Квадра» -«Белгородская генерация»). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Липецкий ЦСМ» «14» января 2020 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- источник первичный точного времени УКУС-ПИ 02ДМ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 60738-15);
- прибор электроизмерительный эталонный многофункциональный «Энергомонитор-3.1КМ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 52854-13);
- термогигрометр ИВА-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 46434-11);
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 количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Квадра» (филиал ПАО «Квадра»-«Белгородская генерация»)», аттестованной ФБУ «Липецкий ЦСМ» (Регистрационный номер RA.RU.312081 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации)
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Квадра» (филиал ПАО «Квадра» -«Белгородская генерация»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 июля 2018г. № 1621 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 17.11.2024 |
