Untitled document

Приложение к свидетельству № 57688

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 16

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1,

Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3)

филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения

активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и

отображения полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с

централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из

28 измерительных каналов (ИК), указанных в таблице 2.1 (28 точек измерений). АИИС КУЭ

реализуется на Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2 и Нива ГЭС-3 каскада Нивских ГЭС филиала

«Кольский» ОАО «ТГК-1», территориально расположенных на реке Нива в Мурманской

области возле г. Полярные Зори, п. Нивский, г. Кандалакша соответственно.

ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1-й уровень – комплексы информационно-измерительные (ИИК), включающие

трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S, 0,5 по ГОСТ 7746-2001,

трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики

активной и реактивной электроэнергии типа Альфа A1800 класса точности 0,2S и 0,5S по

ГОСТ Р 52323-2005 (в части измерения активной электроэнергии) и класса точности 0,5 и 1,0

по ГОСТ 26035-83 (в части измерения реактивной электроэнергии) или класса точности 0,5 по

ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и

технические средства каналов передачи данных.

2-й уровень – комплексы энергообъектов измерительно-вычислительные (ИВКЭ),

созданные на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-300 (Госреестр СИ

РФ № 19495-03, зав. №№ 000976, 000981), УСПД RTU-325 (Госреестр СИ РФ № 37288-08,

зав. № 006242), источников бесперебойного питания, автоматизированного рабочего места

(АРМ) персонала ИВКЭ и технических средств приема-передачи данных.

3-й уровень – комплекс информационно-вычислительный (ИВК), включает в себя

сервер базы данных (БД), источник бесперебойного питания, АРМ персонала ИВК и

технических средств приема-передачи данных.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируютсяизмерительными

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 1 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 1 с мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Лист № 2

Всего листов 16

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ автоматически производят опрос цифровых

счетчиков. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где

осуществляетсяхранениеизмерительнойинформации,еенакоплениеипередача

накопленных данных по основному или резервному каналам передачи данных на верхний

уровень системы (сервер БД ИВК АИИС КУЭ), а также отображение информации по

подключенным к УСПД ИВКЭ устройствам. В качестве основного выделенного канала связи

используется корпоративная сеть передачи данных по интерфейсам Ethernet - ВОЛС - Ethernet

в ЛВС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1». Для передачи может быть задействована

волоконно-оптическая линия связи (ВОЛС) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» или

арендуемая ВОЛС. В качестве резервных выделенных каналов передачи данных может быть

задействованы коммутируемый канал сотовой связи стандарта GSM 900/1800 МГц или

коммутируемый канал телефонной сети связи общего пользования (ТфССОП). При выходе из

строя линий связи или УСПД ИВКЭ предусмотрен ручной сбор измерительной информации с

оптопортов счетчиков с использованием инженерного пульта (ноутбука) с оптическим

преобразователем и программным обеспечением для работы со счётчиками системы, с

последующим переносом этой информации в базу данных сервера.

Сервер БД ИВК АИИС КУЭ, установленный в ЦСОИ филиала «Кольский» ОАО

«ТГК-1», по запросу и/или автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит

опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД

ИВК АИИС КУЭ.

На уровне ИВК системы выполняется обработка измерительной информации,

получаемой с энергообъектов каскада Нивских ГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», в

частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации

ТТ и ТН, резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации,

оформление справочных и отчетных документов. Один раз в сутки учетная информация по

инициативе ИВК АИИС КУЭ, в соответствии с согласованными сторонами регламентами,

передается в ОАО «АТС» и другие организации–участники оптового рынка электроэнергии.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на

основе устройств синхронизации системного времени УССВ, подключенных к УСПД ИВКЭ

Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2 и Нива ГЭС-3. Время встроенных часов УСПД ИВКЭ

синхронизировано с единым календарным временем, сигнал которого принимается через

приёмник GPS16-HVS со спутников глобальной системы позиционирования - GPS, сличение

ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Корректировка времени

встроенных часов УСПД ИВКЭ осуществляется автоматически 1 раз в 60 мин, при

обнаружении рассогласования единого календарного времени и времени встроенных часов

УСПД ИВКЭ более ± 1 с.

УСПД ИВКЭ осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков.

Сличение времени встроенных часов счетчиков со временем встроенных часов УСПД ИВКЭ,

выполняется один раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени

встроенных часов счетчика осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении

рассогласования времени встроенных часов УСПД ИВКЭ и счетчика более ± 2 с. От УСПД

ИВКЭ так же обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ персонала.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Лист № 3

Всего листов 16

Программное обеспечение

Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и

специализированного программных обеспечений (ПО).

Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР».

ПО АИИС КУЭ на базе «АльфаЦЕНТР» функционирует на нескольких уровнях:

программное обеспечение счетчиков;

программное обеспечение УСПД ИВКЭ;

программное обеспечение сервера БД ИВК;

программное обеспечение АРМ персонала;

программное обеспечение инженерного пульта.

ПО «АльфаЦЕНТР» предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения

данных, получаемых со счётчиков электроэнергии и УСПД ИВКЭ, отображения полученной

информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными систе-

мами.

Файл ac_metrology.dll является библиотекой метрологически значимых функций вер-

сии 12.01 программного модуля «АльфаЦЕНТР Коммуникатор» версии 4.8 ПО «Альфа-

ЦЕНТР» версии 14.04.01. Данный модуль выполняет функции синхронизации, математиче-

ской обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой ча-

стью АИИС КУЭ.

Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

14.04.01 и выше

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

МетрологическиехарактеристикиИКАИИСКУЭ,указанныевтаблице2.2

нормированы с учетом ПО;

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений

согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа.

Проверка защиты программного обеспечения» соответствует уровню «высокий».

Лист № 4

Всего листов 16

Метрологические и технические характеристики

Состав информационно-измерительных комплексов и метрологические характери-

стики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2.1 и 2.2 соответственно.

Таблица 2.1 – Состав информационно-измерительных комплексов ИК АИИС КУЭ

Состав информационно-измерительных комплексов

Номер ИК

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент трансформации,

№ Госреестра СИ

Обозначение,

тип

Заводской

номер

Ктт ·Ктн ·Ксч

Наименование

измеряемой

величины

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

01176672

ТТ

ТН

Нива ГЭС-1,

генератор № 2

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

01165701

30000

ТТ

Нива ГЭС-1,

Л-101

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

01237031

132000

ТТ

Нива ГЭС-1,

Л-102

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

01237033

132000

Измерительный

канал

Наименование объекта

учета, диспетчерское

наименование

присоединения

ТТ

ТН

123

КТ = 0,5S

Ктт = 1500/5

№ 30709-07

КТ = 0,5

Ктн = 10000:√3/100:√3

№ 25475-03

АТЛП-10-3 У3

ВТЛП-10-3 У3

СТЛП-10-3 У3

А UGE 12 У3

В UGE 12 У3

С UGE 12 У3

567

11455

11458

11447

07036958

07036971

07036986

Нива ГЭС-1,

генератор № 1

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-06

30000

КТ = 0,5S А

Ктт = 1500/5 В

№ 30709-07

КТ = 0,5 А

Ктн = 10000:√3/100:√3 В

№ 25475-03

ТЛП-10-3 У3

UGE 12 У3

18192

18199

18206

07036960

07036982

07036985

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-06

КТ = 0,2S

Ктт = 600/5

№ 29687-05

ТН

I СШ

КТ = 0,5

Ктн = 110000:√3/100:√3

№ 1188-84

А OSKF 126 УХЛ1

В OSKF 126 УХЛ1

С OSKF 126 УХЛ1

А НКФ-110-83 У1

В НКФ-110-83 У1

С НКФ-110-83 У1

2008/474965

2008/474964

2008/474963

60048

60061

60040

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-11

КТ = 0,2S

Ктт = 600/5

№ 29687-05

ТН

II СШ

КТ = 0,5

Ктн = 110000:√3/100:√3

№ 1188-84

А OSKF 126 УХЛ1

В OSKF 126 УХЛ1

С OSKF 126 УХЛ1

А НКФ-110-83 У1

В НКФ-110-83 У1

С НКФ-110-83 У1

2008/474962

2008/474961

2008/474959

60051

60044

60056

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-11

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

Календарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное время

Лист № 5

Всего листов 16

Продолжение таблицы 2.1

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

01237030

ТТ

Нива ГЭС-1,

Л-112

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

01237069

132000

ТТ

ТН

Нива ГЭС-1,

Л-148

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

01237029

132000

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

Календарное время

ТТ

Нива ГЭС-1,

Ф-12

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

01169564

4000

ТТ

Нива ГЭС-1,

Ф-13

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

01169452

4000

ТТ

123

КТ = 0,2S

Ктт = 600/5

№ 29687-05

ТН

I СШ

КТ = 0,5

Ктн = 110000:√3/100:√3

№ 1188-84

А OSKF 126 УХЛ1

В OSKF 126 УХЛ1

С OSKF 126 УХЛ1

А НКФ-110-83 У1

В НКФ-110-83 У1

С НКФ-110-83 У1

567

2008/474966

2008/474955

2008/474957

60048

60061

60040

Нива ГЭС-1,

Л-111

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-11

132000

КТ = 0,2S

Ктт = 600/5

№ 29687-05

ТН

II СШ

КТ = 0,5

Ктн = 110000:√3/100:√3

№ 1188-84

А OSKF 126 УХЛ1

В OSKF 126 УХЛ1

С OSKF 126 УХЛ1

А НКФ-110-83 У1

В НКФ-110-83 У1

С НКФ-110-83 У1

2008/474960

2008/474956

2008/474958

60051

60044

60056

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-11

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

Календарное времяКалендарное время

КТ = 0,2S

Ктт = 600/5В

№ 25477-06