Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Кубанских ГЭС», КРУН - 6 кВ ГЭС - 2, ГЭС - 3 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни: первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер филиала ПАО «РусГ идро» - «Каскад Кубанских ГЭС» (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени УСВ-3, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной, реактивной электроэнергии и времени; периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИК;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИК, а также сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
хранение результатов измерений по заданным критериям (первичной, рассчитанной и замещенной информации и т.д.) и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
прием и обработка данных от смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений и данных о состоянии соответствующих средств измерений);
ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;
формирование интегральных актов электроэнергии и актов учета перетоков электроэнергии;
формирование и передача результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в виде макетов 80020, 80030, 80040, 51070, а также в иных форматах в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежным и прочим заинтересованным организациям;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Величины первичных токов и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электроэнергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Сервер АИИС КУЭ автоматически опрашивает счетчики электроэнергии с помощью выделенного канала связи на уровне ИИК, считывает со счетчиков 30-минутные профили мощности и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет вычисление значений электроэнергии с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, записывает полученные данные в базу данных;
обеспечивает ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;
осуществляет обработку результатов измерений;
обеспечивает хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных;
передает результаты измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным организациям в виде макетов 80020, 80030, 80040, 51070.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-3 со встроенным ГЛОНАСС/GPS приемником.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 происходит один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 осуществляется при наличии любого минимального расхождения между показаниями часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ, происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация времени часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование ПО | ПО «Emcos Corporate» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.1 |
| Идентификационное наименование ПО | STAlertBase.tlb |
| Цифровой идентификатор ПО | D2160BEEE3 9FE5C92D4741EB6C722D68 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | STDistribute Intf.tlb |
| Цифровой идентификатор ПО | CABF4B55D4597392A92355008357AFD6 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | STDriverBase.tlb |
| Цифровой идентификатор ПО | 0C2194E89D66B977475E05В4ВВВВВА60 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | STLinelntf.tlb |
| Цифровой идентификатор ПО | 31С0Е1632ЕС4912791С8Е9A7C899DC63 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | STReportlibrarv.tlb |
| Цифровой идентификатор ПО | 6EA71FEDB278827D5D99AC48DF728352 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | STTransportManager Base.tlb |
| Цифровой идентификатор ПО | 1549AB3CEFE8899E837FВ814A978A2F4 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | STTransport Base.tlb |
| Цифровой идентификатор ПО | 7D5F550BE11E0D7DE271EC9548F70DD1 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | STAppControl.tlb |
| Цифровой идентификатор ПО | 119028FF C96D923 90C1414F4E6DFA07C |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| 1 | Наименование ИК | Состав ИК АИИС КУЭ |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ГЭС-2 | VO Э 1-И (N 0 1 ? ^ (U Л СЪ е в3 о о У |
| 1 | ГЭС-2; ВЛ 6 кВ ГЭС-2 -Облместпром (Ф-66) | ТЛП-10 Кл. т. 0,2S 200/5 Рег. № 30709-11 | ЗНОЛП.4-6 Кл. т. 0,2 (63 00/V3)/(100/V3) Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 2 | ГЭС-2; КЛ 6 кВ ГЭС-2 - Ударный (Ф-63) | ТЛП-10 Кл. т. 0,2S 200/5 Рег. № 30709-11 | ЗНОЛП.4-6 Кл. т. 0,2 (63 00/V3)/(100/V3) Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 3 | ГЭС-2; ВЛ 6 кВ ГЭС-2 - ГЭС-1 (Ф-62) | ТПЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,2S 100/5 Рег. № 69608-17 | ЗНОЛП.4-6 Кл. т. 0,2 (63 00/V3)/(100/V3) Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| ГЭС-3 |
| 4 | ГЭС-3; ВЛ 35 кВ ГЭС-4 - ГЭС-3 (Л-392) | ТЛО-35 Кл. т. 0,2S 100/5 Рег. № 36291-11 | ЗНОЛП-ЭК-35 Кл. т. 0,5 (3 5000/V3 )/(100/V3 ) Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 5 | ГЭС-3; ВЛ 6 кВ ГЭС-3 - совхоз, насосная (Ф-63) | ТПЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,2S 100/5 Рег. № 69608-17 | ЗНОЛП.4-6 Кл. т. 0,2 (6000/V3)/(100/V3) Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 6 | ГЭС-3; КЛ 6 кВ ГЭС-3 - п. Каскадный (Ф-62) | ТПЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,2S 100/5 Рег. № 69608-17 | ЗНОЛП.4-6 Кл. т. 0,2 (6000/V3)/(100/V3) Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 7 | ГЭС-3; КЛ 6 кВ ГЭС-3 - п. Каскадный (Ф-65) | ТПЛ-НТЗ-10 Кл. т 0,2S 100/5 Рег. № 69608-17 | ЗНОЛП.4-6 Кл. т. 0,2 (6000/V3)/(100/V3) Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 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 3 метрологических характеристик. 2 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 неотъемлемая часть. 3 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №). |
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % |
| I1(2)< 1изм< I 5 % | I5 %< 1изм< I 20 % | I 20 %< !изм< I 100 % | I100 %< !изм< I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 3, 5 - 7 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 4 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,7 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| Номер ИК | БШф | Пределы допу измерении реа применения АИ | скаемой относительной погрешности ИК при ктивной электроэнергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), % |
| I 2 %< 1изм< I 5 % | I5 %< W< I 20 % | I 20 %< !изм< I 100 % | I100 %< !изм< I 120 % |
| 1 - 3, 5 - 7 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 | 0,44 | ±2,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,6 | ±2,5 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,71 | ±2,4 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,87 | ±2,2 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,7 |
| 4 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 | 0,44 | ±3,2 | ±2,8 | ±2,3 | ±2,3 |
| 0,6 | ±2,7 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,71 | ±2,5 | ±2,3 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,87 | ±2,3 | ±2,2 | ±1,8 | ±1,8 |
| Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от ^ом частота, Г ц коэффициент мощности СОБф температура окружающей среды, °С относительная влажность воздуха при +25°С, % | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 от 30 до 80 |
| 1 | 2 |
| Рабочие условия применения: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +50 |
| температура окружающей среды для счетчиков, УСВ-3, °С | от +5 до +35 |
| относительная влажность воздуха при +25°С, % | от 75 до 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-3: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 113,7 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
| Наименование | Тип | Количество |
| Трансформатор тока | ТПЛ-НТЗ-10 | 12 шт. |
| ТЛП-10 | 6 шт. |
| ТЛО-35 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП.4-6 | 9 шт. |
| ЗНОЛП-ЭК-35 | 3 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 7 шт. |
| Паспорт-формуляр | ЭРЮГ40104.009.01. ФО | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-7159-500-2020 | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-7159-500-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Кубанских ГЭС», КРУН - 6 кВ ГЭС - 2, ГЭС - 3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 25.06.2020 г.
Основные средства поверки: трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2017 г.;
УСВ-3 (Рег. № 64242-16) - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в 2016 г.;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;
прибор комбинированный Testo 622 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53505-13;
радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Кубанских ГЭС», КРУН - 6 кВ ГЭС - 2, ГЭС - 3», Аттестована ФБУ «Ростест-Москва», регистрационный номер RA.RU 311703 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
79510-20: Методика поверки МП АПМ 64-19Скачать4.3 Мб