Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Филиала "Сочинская ТЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация" на оптовом рынке электроэнергии
- ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново
-
Скачать
66040-16: Методика поверки 2405Р-16МПСкачать887.1 Кб66040-16: Описание типа СИСкачать145.9 Кб
- 25.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Филиала "Сочинская ТЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация" на оптовом рынке электроэнергии
Основные | |
Тип | |
Зарегистрировано поверок | 4 |
Найдено поверителей | 2 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Филиала «Сочинская ТЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация» на оптовом рынке электроэнергии (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при определении величины учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных
о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей-диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК) включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), трансформаторы тока (ТТ), счетчики активной и реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных. Все используемые компоненты ИИК имеют сертификаты или свидетельства об утверждении типа средств измерений.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе системы информационно-измерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида 2000» производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (№ 21906-11 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя линии связи, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УСВ-1 производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (№ 28716-05 в Государственном реестре средств измерений), технические средства обеспечения питания технологического оборудования.
Между уровнями ИИК и ИВК с помощью каналообразующей аппаратуры организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК. В качестве канала используются линия связи интерфейса RS-485 и Ethernet.
На уровне ИВК обеспечивается:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение
3,5 лет;
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ПАК КО и другим заинтересованным субъектам ОРЭМ;
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и ПО;
- разграничение прав доступа к информации;
- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:
- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
- показатели режимов электропотребления;
- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и
суткам;
- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.
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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период
0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы
преобразователя интерфейса. Цифровой сигнал с выходов преобразователя интерфейса поступает на сервер БД АИИС КУЭ. По запросу или в автоматическом режиме сервер БД АИИС КУЭ осуществляет опрос счетчиков электрической энергии.
На верхнем - втором уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе устройства синхронизации времени УСВ-1, включающего в себя приемник сигналов точного времени GPS. Часы УСВ-1 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное.
Часы сервера БД АИИС КУЭ синхронизируются с часами УСВ-1 не реже 1 раза в час при достижении рассогласования времени более чем на ± 1 с. Сервер БД осуществляет корректировку показаний часов счетчиков электроэнергии не реже 1 раза в сутки при достижении рассогласования времени более чем на ± 1 с.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ± 5 с/сут.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в котором измерительная информация защищена паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» (Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета, CalcClients.dll). |
ПО «Пирамида 2000» (Модуль расчета небаланса энергии/мощности, CalcLeakage.dll). | |
ПО «Пирамида 2000» (Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах, CalcLosses.dll). | |
ПО «Пирамида 2000» (Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений, Metrology.dll). | |
ПО «Пирамида 2000» (Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе, ParseBin.dll). | |
ПО «Пирамида 2000» (Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК, ParseIEC.dll). | |
ПО «Пирамида 2000» (Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus, ParseModbus.dll). | |
ПО «Пирамида 2000» (Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида, ParsePiramida.dll). | |
ПО «Пирамида 2000» (Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации, SynchroNSI.dll). | |
ПО «Пирамида 2000» (Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени, VerifyTime.dll). | |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | |
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | |
48e73a9283d1e66494 521f63d00b0d9f | |
c391 d64271 acf4055b b2a4d3fe1f8f48 | |
ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f | |
53 0d9b0126f7cdc23 e cd814c4eb7ca09 | |
1ea5429b261fb0e288 4f5b356a1d1e75 | |
Другие идентификационные данные (алгоритм вычисления цифрового идентификатора) | MD5 |
Технические характеристики
Состав и основные характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
№ ИК | Наимено | Состав 1-го уровня ИК | Состав 2-го | Вид | ||
вание ИК | ТТ | ТН | Счетчик | уровня ИВК (сервер) | электро энергии | |
1 | ВЛ-110 кВ Сочинская ТЭС -Бытха | B65-CT; К]=600/1; КТ=0,2; № в гос. реестре 2814004 | SU 145/H53; ^=110000^3-100/V3-100; КТ 0,2; № Г ос. Реестра 28141-04 | ZMD402CT44. 0257.B4; 1ном=1 А; КТ 0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242202 | активная, реактив ная | |
2 | ВЛ-110 кВ Сочинская ТЭС -Мацеста | B65-CT; К]=600/1; КТ=0,2; № в гос. реестре 2814004 | SU 145/H53; ^=110000^3-100/V3-100; КТ 0,2; № Г ос. Реестра 28141-04 | ZMD402CT44. 0257.B4; 1ном=1 А; КТ 0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242202 | активная, реактив ная | |
3 | ВЛ-110 кВ Сочинская ТЭС - Сочи I цепь, | B65-CT; К]=600/1; КТ=0,2; № в гос. реестре 2814004 | SU 145/H53; ^=110000^3-100/V3-100; КТ 0,2; № Г ос. Реестра 28141-04 | ZMD402CT44. 0257.B4; 1ном=1 А; КТ 0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242202 | «Пирамида 2000» № в Госреестре 21906-11 | активная, реактив ная |
4 | КВЛ-110 кВ Сочинская ТЭС - Альпийская с отпайкой на ПС Тоннельная. | B65-CT; К]=600/1; КТ=0,2; № в гос. реестре 2814004 | SU 145/H53; ^=110000^3-100/V3-100; КТ 0,2; № Г ос. Реестра 28141-04 | ZMD402CT44. 0257.B4; 1ном=1 А; КТ 0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242202 | активная, реактив ная | |
5 | ЭВ-110 кВ Т-5 | B65-CT; К]=600/1; КТ=0,2; № в гос. реестре 2814004 | SU 145/H53; ^=110000^3-100/V3-100; КТ 0,2; № Г ос. Реестра 28141-04 | ZMD402CT44. 0257.B4; 1ном=1 А; КТ 0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242202 | активная, реактив ная | |
6 | ЭВ-10 кВ ПТУ-1 | ТОЛ 10-1-1У2 К=1000/5, КТ=0,2S № в гос. реестре 1512803 | ЗНОЛП-10 У2 ^=11000^3-100/V3-100/3, КТ=0,5, № в гос. реестре 23544-02 | ZMD402CT44. 0257.B4; 1ном=5А; КТ 0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242202 | активная, реактив ная | |
7 | ЭВ-10 кВ Р3 | ТОЛ 10-1-1У2 Кг1000/5, CT=0,2S № в гос. реестре 1512803 | ЗНОЛП-10 У2 Кц=11000/^3-100/V3-100/3, КТ=0,5, № в гос. реестре 23544-02 | ZMD402CT44. 0257.B4; 1ном=5А; КТ 0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242202 | активная, реактив ная | |
8 | ЭВ-10 кВ ТСН-1 | ТЛК 10, К^300/5, CT=0,2S, № в гос. реестре 914383 | ЗНОЛП-10 У2 ^=11000^3-100/V3-100/3, КТ=0,5, № в гос. реестре 23544-02 | ZMD402CT44. 0257.B4; 1ном=5А; КТ 0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242202 | «Пирамида 2000» | активная, реактив ная |
9 | ЭВ-10 кВ ГТУ-1 | ТЛШ-10-5УЗ Ю=3000/5, CT=0,2S, № в гос. реестре 1107703 | ЗНОЛ.06-10 УЗ, ^=11000^3-100/V3-100/3, КТ=0,5, № в гос. реестре 3344-04 | ZMD402CT44. 0257.B4; 1ном=5А; КТ 0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242202 | № в Госреестре 21906-11 | активная, реактив ная |
10 | ЭВ-10 кВ ПТУ-2 | ТОЛ 10-1-1 У2, Ю=1000/5, 0=0,2S, № в гос. реестре 1512803 | ЗНОЛП-10 У2 ^=11000^3-100/V3-100/3, КТ=0,5; № в гос. реестре 23544-02 | ZMD402CT44. 0257.B4; 1ном=5А; КТ 0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242202 | активная, реактив ная | |
11 | ЭВ-10 кВ ТСН-2 | ТЛК 10, КI=300/5, КТ=0,2S, № в гос. реестре 914383 | ЗНОЛП-10 У2 ^=11000^3-100/V3-100/3, КТ=0,5, № в гос. реестре 23544-02 | ZMD402CT44. 0257.B4; 1ном=5А; КТ 0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242202 | активная, реактив ная | |
12 | ЭВ-10 кВ ГТУ-2 | ТЛШ-10-5 УЗ К=3000/5, КТ=0,2S, № в гос. реестре 1107703 | ЗНОЛ.06-10 УЗ, ^=11000^3-100/V3-100/3, КТ=0,5; № в гос. реестре 3344-04 | ZMD402CT44. 0257.B4; 1ном=5А; КТ 0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242202 | активная, реактив ная | |
13 | ЭВ-220 кВ АТ-1 | AMT 245/1; Ю=500/1, CT=0,2S, № в гос. реестре 3710108 | SU245/S, КЦ=220/^3- 0,1/V3-0,1/V3-0,1, КТ=0,2; № в гос. реестре 37115-08 | ZMD402CT44. 0457.S3 CU- E22; Iном=1А; CT=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | «Пирамида 2000» № в Госреестре 21906-11 | активная, реактив ная |
14 | КВЛ-220 кВ Сочинская ТЭС -Дагомыс | AMT 245/1; Ю=600/1, CT=0,2S, № в гос. реестре 3710108 | SU245/S, КЦ=220/^3- 0,1/V3-0,1/V3-0,1, КТ=0,2; № в гос. реестре 37115-08 | ZMD402CT44. 0457.S2 CU- E22; Iном=1А; КТ=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | активная, реактив ная | |
15 | КВЛ-220 кВ Сочинская ТЭС - Псоу | AMT 245/1; Ю=600/1, CT=0,2S, № в гос. реестре 3710108 | SU245/S, КЦ=220/^3- 0,1/V3-0,1/V3-0,1, КТ=0,2; № в гос. реестре 37115-08 | ZMD402CT44. 0457.S2 CU- E22; Iном=1А; КТ=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | активная, реактив ная | |
16 | ЭВ-110 кВ АТ-1 | В65-СТ; Ю=600/1, CT=0,2S, № в гос. реестре 2814004 | SU145m53, ^=110000^3- 100/V3-100, КТ=0,2; № в гос. реестре 28141-04 | ZMD402CT44. 0457.S2 CU- E22; ^ом^ А; КТ=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | активная, реактив ная | |
17 | ВЛ-110 кВ Сочинская ТЭС -Сочи II цепь | В65-СТ; К=600/1, CT=0,2S, № в гос. реестре 2814004 | SU145m53, ^=110000^3- 100/V3-100, КТ=0,2; № в гос. реестре 28141-04 | ZMD402CT44. 0457.S2 CU- E22; Iном=1А; КТ=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | активная, реактив ная | |
18 | КВЛ-110 кВ Сочинская ТЭС -Хоста | В65-СТ; Ю=600/1, CT=0,2S, № в гос. реестре 2814004 | SU145m53, ^=110000^3- 100/V3-100, КТ=0,2; № в гос. реестре 28141-04 | ZMD402CT44. 0457.S2 CU- E22; Iном=1А; CT=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | активная, реактив ная | |
19 | ВВ - 10 кВ АТ-1 1 секция шин | ТЛО-10 1 У3; К=2000/5, CT=0,2S, № в гос. реестре 2543308 | ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2; Ш=10000^3- 100/V3-100/3, КТ=0,5; № в гос. реестре 35505-07 | ZMD402CT44. 0457.S2 CU- E22; 1ном=5А; КТ=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | активная, реактив ная | |
20 | ВВ - 10 кВ АТ-1 2 секция шин | ТЛО-10 1 У3; К=2000/5, КТ=0,2S, № в гос. реестре 2543308 | ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2; Ш=10000^3- 100/V3-100/3, КТ=0,5; № в гос. реестре 46738-11, 35505-07 | ZMD402CT44. 0457.S2 CU- E22; 1ном=5А; CT=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | активная, реактив ная | |
21 | ВВ - 10 кВ Р-9 | TPU45.41; К=2000/5, КТ= 0,2, № в гос. реестре 1708598 | ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2; RU=10500/V3-100/V3-100/3, КТ= 0,5; № в гос. реестре 46738-11, 35505-07 | ZMD402CT44. 0457.S2 CU- E22; 1ном=5А; КТ=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | активная, реактив ная | |
22 | ВВ - 10 кВ ПТУ-3 | TPU45.41; К=2000/5, КТ= 0,2, № в гос. реестре 1708598 | ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2; RU=10500/V3- 100/V3-100/3, КТ=0,5; № в гос. реестре 35505-07 | ZMD402CT44. 0457.S2 CU- E22; 1ном=5А; КТ=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | активная, реактив ная | |
23 | ВВ-10 кВ ГТУ-3 | TPU46.41; Ю=2500/5, КТ=0,2, № в гос. реестре 17085-98 | ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2; RU=10500/V3- 100/V3-100/3, КТ=0,5; № в гос. реестре 35505-07 | ZMD402CT44. 0457.S2 CU- E22; 1ном=5А; КТ=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | активная, реактив ная | |
24 | ВВ-10 кВ ГТУ-4 | TPU46.41; Ю=2500/5, КТ=0,2, № в гос. реестре 1708598 | ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2; RU=10500/V3- 100/V3-100/3, КТ=0,5; № в гос. реестре 35505-07 | ZMD402CT44. 0457.S2 CU- E22; 1ном=5А; КТ=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | активная, реактив ная | |
25 | ВВ - 10 кВ ТСН-7 | TPU40.41; К1=150/5, КТ=0,2, № в гос. реестре 1708598 | ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2; RU=10500/V3- 100/V3-100/3, КТ=0,5; № в гос. реестре 35505-07 | ZMD402CT44. 0457.S2 CU- E22; Хном=5А; CT=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | активная, реактив ная | |
26 | ВВ -10 кВ ТСН-8 | TPU40.41; К1=150/5, КТ=0,2, № в гос. реестре 1708598 | ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2; RU=10500/V3- 100/V3-100/3, КТ=0,5; № в гос. реестре 35505-07 | ZMD402CT44. 0457.S2 CU- E22; Хном=5А; CT=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | активная, реактив ная | |
27 | ВВ -10 кВ ТСН-12 | TPU40.41; К1=150/5, КТ=0,2, № в гос. реестре 1708598 | ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2; RU=10500/V3- 100/V3-100/3, КТ=0,5; № в гос. реестре 46738-11, 35505-07 | ZMD402CT44. 0457.S2 CU- E22; Хном=5А; CT=0,2S/0,5, 5000 имп/кВтч. № в гос. реестре 2242207 | активная, реактив ная |
Примечания:
1. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1,00 - 1,20) 1ном, cosj = 0,80 инд.;
- температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;
- относительная влажность воздуха от 30 до 80 %;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4Гц;
2. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,90 - 1,10) ином; ток (0,05 - 1,20) 1ном,
0,50 инд < cosj < 0,80 емк;
- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 40 до 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до 60 °С;
- относительная влажность воздуха до 90 %;
- давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
3. Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - для ZMD402CT44.0257.B4 и ZMD402CT44.0457.S2 CU-E22 глубина хранения каждого массива профиля, при времени интегрирования 30,0 минут, составляет 149,3 суток;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений за весь срок эксплуатации системы.
4. Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии - для ZMD402CT44.0257.B4 и ZMD402CT44.0457.S2 CU-E22 среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее 120 000 часов, среднее время восстановления работоспособности .
Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении электрической энергии в рабочих условиях, в %_
Номер канала | Состав ИК | cos ф (sin ф) | ±§1(2) %, I1(2) °/S 1 изм< I5 % | ±§5 %P, I5 1 изм< 1 20 % | ±§20 %P, 1 20 %£ 1 изм< I100 % | ±§100 %P, I100 0/S 1 изм£1120 % |
1-5 | ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 счетчик - класс точности 0,2S (активная энергия) | 1,00 | - | ±1,10 | ±0,80 | ±0,80 |
0,80 | - | ±1,50 | ±1,10 | ±1,00 | ||
0,50 | - | ±2,20 | ±1,40 | ±1,20 | ||
ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 счетчик - класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,80 (0,60) | - | ±3,50 | ±2,30 | ±2,10 | |
0,50 (0,87) | - | ±2,90 | ±2,10 | ±2,00 | ||
6-12, 21, 22 | ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,5 счетчик - класс точности 0,2S (активная энергия) | 1,00 | ±1,30 | ±1,00 | ±0,90 | ±0,90 |
0,80 | ±1,60 | ±1,30 | ±1,20 | ±1,20 | ||
0,50 | ±2,40 | ±1,80 | ±1,60 | ±1,60 | ||
ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,5 счетчик - класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,80 (0,60) | - | ±4,00 | ±3,80 | ±3,80 | |
0,50 (0,87) | - | ±3,50 | ±3,40 | ±3,40 | ||
15-20 | ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 счетчик - класс точности 0,2S (активная энергия) | 1,00 | ±1,20 | ±0,80 | ±0,80 | ±0,80 |
0,80 | ±1,50 | ±1,10 | ±1,00 | ±1,00 | ||
0,50 | ±2,20 | ±1,50 | ±1,20 | ±1,20 | ||
ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 счетчик - класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,80 (0,60) | - | ±3,90 | ±3,70 | ±3,70 | |
0,50 (0,87) | - | ±3,50 | ±3,40 | ±3,40 |
Номер канала | Состав ИК | cos ф (sin ф) | ±§1(2) %, 11(2) °/S I изм< 15 % | ±§5 %P, I5 1 изм< 1 20 % | ±§20 %P, 1 20 %£ 1 изм< 3^100 % | ±§100 %P, 3100 1 изм£1120 % |
23-29 | ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,5 счетчик - класс точности 0,2S (активная энергия) | 1,00 | - | ±1,20 | ±1,00 | ±0,90 |
0,80 | - | ±1,60 | ±1,20 | ±1,20 | ||
0,50 | - | ±2,40 | ±1,80 | ±1,60 | ||
ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,5 счетчик - класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,80 (0,60) | - | ±4,20 | ±3,80 | ±3,80 | |
0,50 (0,87) | - | ±3,50 | ±3,40 | ±3,40 |
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении электрической энергии в нормальных условиях, в %_
Номер канала | Состав ИК | cos ф (sin ф) | ±§1(2) %, 3-1(2) %£ I изм< I5 % | ±§5 %P, I5 %£ I изм< I 20 % | % 100 , I1 ^ v4 % м R а §I * V! % 20 I | ±§100 %P, I100 %£ I изм£! 120 % |
1-5 | ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 счетчик - класс точности 0,2S (активная энергия) | 1,00 | - | ±0,90 | ±0,60 | ±0,50 |
0,80 | - | ±1,30 | ±0,80 | ±0,60 | ||
0,50 | - | ±2,00 | ±1,20 | ±0,90 | ||
ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 счетчик - класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,80 (0,60) | - | ±2,40 | ±1,50 | ±1,30 | |
0,50 (0,87) | - | ±1,80 | ±1,30 | ±1,20 | ||
6-12, 21, 22 | ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,5 счетчик - класс точности 0,2S (активная энергия) | 1,00 | ±1,10 | ±0,80 | ±0,70 | ±0,70 |
0,80 | ±1,45 | ±1,10 | ±0,90 | ±0,90 | ||
0,50 | ±2,30 | ±1,65 | ±1,40 | ±1,40 | ||
ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,5 счетчик - класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,80 (0,60) | - | ±2,10 | ±1,60 | ±1,60 | |
0,50 (0,87) | - | ±1,50 | ±1,30 | ±1,30 | ||
15-20 | ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 счетчик - класс точности 0,2S (активная энергия) | 1,00 | ±1,00 | ±0,60 | ±0,50 | ±0,50 |
0,80 | ±1,30 | ±0,90 | ±0,60 | ±0,60 | ||
0,50 | ±2,00 | ±1,25 | ±0,90 | ±0,90 | ||
ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 счетчик - класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,80 (0,60) | - | ±1,90 | ±1,30 | ±1,30 | |
0,50 (0,87) | - | ±1,40 | ±1,20 | ±1,20 |
Номер канала | Состав ИК | cos ф (sin ф) | ±§1(2) %, Х1(2) °/S I изм< Х5 % | ±§5 %P, Х5 1 изм< 1 20 % | ±§20 %P, 1 20 %£ 1 изм< Х100 % | ±§100 %P, Х100 1 изм£Х 120 % |
23-29 | ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,5 счетчик - класс точности 0,2S (активная энергия) | 1,00 | - | ±1,00 | ±0,80 | ±0,70 |
0,80 | - | ±1,50 | ±1,00 | ±0,90 | ||
0,50 | - | ±2,3 | ±1,60 | ±1,40 | ||
ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,5 счетчик - класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,80 (0,60) | - | ±2,50 | ±1,70 | ±1,60 | |
0,50 (0,87) | - | ±1,70 | ±1,40 | ±1,30 |
Примечание:
1. Характеристики пределов допускаемых относительных погрешностей ИК АИИС КУЭ даны для измерения электроэнергии и средней мощности и указаны для границ интервалов, соответствующие вероятности 0,95.
2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ Филиала «Сочинская ТЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация» на оптовом рынке электроэнергии как его неотъемлемая часть.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование изделия | Кол-во шт. | Примечание |
Счетчик электрической энергии многофункциональный ZMD402CT44.0257.B4 | 12 | |
Счетчик электрической энергии многофункциональный ZMD402CT44.0457.S2 CU-E22 | 15 | |
Трансформатор тока В65-СТ | 24 | |
Трансформатор тока ТОЛ 10-1-1У2 | 9 | |
Трансформатор тока ТЛК 10 | 6 | |
Трансформатор тока ТЛШ 10-5-1У3 | 6 | |
Трансформатор тока АМТ 245/1 | 9 | |
Трансформатор тока TPU45.41 | 6 | |
Трансформатор тока TPU46.41 | 6 | |
Трансформатор тока TPU40.41 | 9 | |
Трансформатор тока ТЛО-10 | 6 | |
Трансформатор напряжения SU 145/H53 | 6 | |
Трансформатор напряжения SU 245/S | 6 | |
Трансформатор напряжения ЗНОЛП-10У2 | 12 | |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10 У3 | 12 | |
Трансформатор напряжения ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2 | 24 | |
Устройство синхронизации времени УСВ-1 | 1 | |
Сервер БД HP ProLiant DL160 Gen9 | 1 | |
Система информационно-измерительная контроля и учета энергопотребления «Пирамида 2000» | 1 | |
Методика поверки 2405Р-16. МП | 1 | |
Инструкция по эксплуатации АИИС КУЭ 2405Р-16. ИЭ | 1 | |
Паспорт АИИС КУЭ 2405Р-16.ПС | 1 |
Поверка
осуществляется по документу 2405Р-16.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Филиала «Сочинская ТЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация» на оптовом рынке электроэнергии. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Марийский ЦСМ» 30.09.2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электрической энергии ZMD402CT44.0257.B4 и ZMD402CT44.0457.S2 CU-E22 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные серии Dialog ZMD и ZFD. Методика поверки», утвержденной ФГУП ВНИИМС 22 января 2007 года;
- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- радиосервер РСТВ-01(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 40586-09), Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта сигнала «1 с» относительно шкалы UTC(SU) ±0,1 мкс, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), ;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и радиосервером РСТВ-01;
- термогигрометр «CENTER» (мод.314).
Знак поверки наносится на свидетельство и паспорт АИИС КУЭ клеймом и (или) наклеиванием клейма в виде наклейки.
Допускается применять средства поверки, не приведенных в перечне, но обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Сведения о методах измерений
отсутствуют.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности Филиала «Сочинская ТЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация» на оптовом рынке электроэнергии
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.