Приложение к свидетельству № 62756
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Зарагижской ГЭС
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Зарагижской ГЭС (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена
для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для
автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, формирования
отчетных документов и передачи полученной информации.
Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной
электроэнергии, среднеинтервальной мощности;
-
периодический (1 раз в полчаса) и/или по запросу автоматический сбор привязанных
к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с
заданной дискретностью учета (30 мин.);
-
хранение результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в
специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от
потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа не менее
3,5 лет;
-
передача в организации – участники оптового рынка электроэнергии результатов
измерений;
-
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных
о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – участников
оптового рынка электроэнергии;
-
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
-
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
-
автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция шкалы
времени).
Информационно-измерительные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают
в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по
тексту – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту
– ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту –
счетчики)поГОСТ Р 52323-2005приизмеренииактивнойэлектроэнергиии
ГОСТ Р 52425-2005 при измерении реактивной электроэнергии, вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных;
Лист № 2
Всего листов 11
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические
средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного
взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий
автоматизированное рабочее место (АРМ) АИИС КУЭ, переносной инженерный пульт
HP ProBook 470 G2 с соответсвующим программным обеспечением, два устройства
синхронизации системного времени (УССВ) на Зарагижской ГЭС, ИВК АИИС КУЭ «Кашхатау
ГЭС» (Госреестр № 45951-10). ИВК АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» находится в п. Кашхатау и
включает в себя сервер, автоматизированные рабочие места (АРМ), УССВ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения
аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы
электрическоготокаинапряжениявмикропроцессорахсчетчиковвычисляются
соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые
усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за
период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30
мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
Сервер ИВК АИИС КУЭ периодически (один раз в 30 минут) или по запросу считывает
информацию с УСПД. При помощи ПО «Пирамида 2000» осуществляется формирование,
хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации от сервера ИВК АИИС КУЭ по каналам связи сети Internet в
центр сбора информации ПАО «РусГидро», ПАК ОАО «АТС», Кабардино-Балкарский филиал
ПАО «МРСК Северного Кавказа» и заинтересованным организациям в рамках согласованного
регламента организовано по инициативе АИИС в автоматическом режиме. Обмен данными
осуществляется по трем логическим интерфейсам:
-
интерфейс передачи коммерческой информации;
-
интерфейс передачи технической информации;
-
интерфейс технологического контроля на уровне базы данных.
Подлинность информации передаваемой в ПАК ОАО «АТС» подтверждается
электронной цифровой подписью.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая
предназначена для синхронизации компонентов различных автоматизированных систем с
единым астрономическим временем и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. Для
синхронизации шкалы времени в состав уровня ИВК входят два устройства синхронизации
системного времени (NTP-серверы) типа ССВ-1Г с выдачей данных в сеть по протоколу NTP
(SNTP). Приемники сигналов точного времени подключаются через коммутатор к УСПД,
которое уже раздает метки точного времени счетчикам электрической энергии.
Измерение времени происходит автоматически внутренними таймерами устройств
измерения (электронных счетчиков). Нормирование величин отклонений встроенных часов
осуществляется при помощи синхронизации последних с единым календарным временем.
Синхронизация времени каждого счётчика осуществляется УСПД автоматически при
каждом сеансе связи периодичностью не реже одного раза в 30 минут. Для этого при сеансе
связи УСПД со счётчиком считывается время счётчика.
Лист № 3
Всего листов 11
Алгоритм синхронизации времени счетчика следующий:
-
в начале очередного опроса УСПД получает со счетчика дату и текущее время;
-
при расхождении в пределах от ±2 секунды (программируемый параметр) УСПД, в
соответствии с введенными в программу опциями коррекции (1 или 2 секунды), формирует
команду на коррекцию, которая в конце текущего опроса поступает на счетчик.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP,
который обеспечивает синхронизацию устройств в сети с точностью до 0,1 секунды.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счётчиками, время
счётчиков корректируется от переносного инженерного пульта.
При выходе из строя УССВ или отсутствии связи с СОЕВ станции на Зарагижской ГЭС
синхронизация АИИС КУЭ осуществляется с УССВ ИВК АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС».
Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее
компонентах составляет не более ±5 с/сут.
Программное обеспечение
Науровне ИВКАИИСКУЭ используетсяпрограммное обеспечение (ПО)
«Пирамида 2000» (Госреестр № 21906-11) производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии»,
ПО «Пирамида 2000» используется при коммерческом учете электрической энергии и
обеспечивает сбор, обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также
их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных
регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» указаны в таблицах 1 – 9.
2000» - «Модуль вычисления
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида
значений энергии и мощности по группам trial учета»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (MD5)
CalcClients.dll
3
e55712d0b1b219065d63da949114dae4
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета небаланса
энергии/мощности»
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (MD5)
Значение
CalcLeakage.dll
3
3ef7fb23cf160f566021bf19264ca8d6
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления
значений энергии потерь в линиях и трансформаторах»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО CalcLosses.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 3
Цифровой идентификатор ПО (MD5)d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Общий модуль, содержащий
функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО Metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 3
Цифровой идентификатор ПО (MD5)52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83
Лист № 4
Всего листов 11
Таблица 5 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений
физических величин, передаваемых в бинарномпротоколе»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО ParseBin.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 3
Цифровой идентификатор ПО (MD5)6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
Таблица 6 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений
физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО ParseIEC.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 3
Цифровой идентификатор ПО (MD5)48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
Таблица 7 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений
физических величин, передаваемых по протоколуПирамида»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО ParsePiramida.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 3
Цифровой идентификатор ПО (MD5)ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
Таблица 8 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль формирования
расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации»
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (MD5)
Значение
SynchroNSI.dll
3
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
Таблица 9 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета величины
рассинхронизации и значений коррекции времени»
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (MD5)
Значение
VerifyTime.dll
3
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет
математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего
разряда измеренного (учтенного) значения.
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ,
указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ Зарагижской ГЭС
являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре СИ.
Устройства связи, пульт оператора, средства вычислительной техники (персональные
компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только
функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 10. Метрологические
характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 11.
Лист № 5
Всего листов 11
Таблица 10 – Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
№
ИИК
Счётчик
электрической
1Зарагижская ГЭС -
Кашхатау
ТГФМ-11
Госреестр
кл.т 0,2
Ктн =
№ 29695-08
кл.т 0,2S/0,5
Диспетчерское
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК
наименование точки ТрансформаторТрансформаторИВКЭ
учётатока напряжения
энергии
(УСПД)
123456
кл.т 0,2S
0
CPTf 123
СЭТ-4ТМ.03М.16
RTU-325Т
ВЛ 110 кВКтт = 600/1
(110000/√3)/(100/√3) Зав. №
з
ав. №
Зав. № 30100226;0809150305
30100228; 30100227 Госреестр
№ 52261
-
12
Госреестр№ 36697-12
Зав. № 9011;009910
9013; 9012Госреестр
№ 44626-10
2Зарагижская ГЭС -
Псыгансу
ТГФМ-11
CPTf 123
Ктн =
Госреестр
кл.т 0,2S/0,5
№ 36697-12
Зав. № 9016;009910
9015; 9014Госреестр
кл.т 0,2S
Ктт = 600/1
Зав. № 12300;
12299; 12298
№ 52261-12
Ктн =
30100224
Госреестр
RTU-325Т
зав. №
3ОП 110009910
Госреестр
4Г-1
RTU-325Т
зав. №
009910
Госреестр
№ 44626-10
5ТВ Г-1
кл.т 0,2S
0
кл.т 0,2СЭТ-4ТМ.03М.16
RTU-325Т
ВЛ 110 кВКтт = 600/1
(110000/√3)/(100/√3) Зав. №
з
ав. №
Зав. № 30100225;0809150360
Госр
е
е
с
тр
30100223; 30100224Госреестр
№ 44626-10
№ 52261-12
№ 29695-08
CPTf 123
ТГФМ-110
кл.т 0,2
СЭТ-4ТМ.03М.16
(110000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 30100226;Зав. №
30100228; 30100227; 0809150481
Госр
е
е
с
тр
30100225; 30100223;
№ 36697
-
12
№ 44626-10
Госреестр
№ 29695-08
ТЛО-10ЗНОЛП-ЭК-10
кл.т 0,5Sкл.т 0,2СЭТ-4ТМ.03М
Ктт = 1000/5 Ктн = кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 15-32534; (10000/√3)/(100/√3)Зав. №
15-32529;Зав. № 15-32555; 0806151189
15-32535 15-32559; 15-32563 Госреестр
Госреестр Госреестр № 36697-12
№ 25433-11№ 47583-11
ТЛО-10 ЗНОЛП-ЭК-10
кл.т 0,5Sкл.т 0,2СЭТ-4ТМ.03М
Ктт = 200/5 Ктн = кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 15-28482; (10000/√3)/(100/√3)Зав. №
15-28483;Зав. № 15-32555; 0808151509
15-28484 15-32559; 15-32563 Госреестр
Госреестр Госреестр № 36697-12
№ 25433-11№ 47583-11
RTU-325Т
зав. №
009910
Госреестр
№ 44626-10
Лист № 6
Всего листов 11
Продолжение таблицы 10
ИВКЭ
(УСПД)
RTU-325Т
зав. №
009910
Госреестр
№ 44626-10
RTU-325Т
зав. №
009910
Госреестр
№ 44626-10
RTU-325Т
зав. №
009910
Госреестр
№ 44626-10
RTU-325Т
зав. №
009910
Госреестр
№ 44626-10
RTU-325Т
зав. №
009910
Госреестр
№ 44626-10
№
ИИК
Счётчик
электрической
6
6ТСН-1
7Г-3
8ТВ Г-3
9ТСН-3
10Г-2
Диспетчерское
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК
наименование точки Трансформатор Трансформатор
учётатоканапряжения
э
н
ергии
12 3 4 5
ТЛО-10ЗНОЛП-ЭК-10
кл.т 0,5Sкл.т 0,5СЭТ-4ТМ.03М
Ктт = 200/5 Ктн = кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 15-32550; (10000/√3)/(100/√3)Зав. №
15-37582;Зав. № 15-32581; 0802151331
15-32551 15-32586; 15-32587 Госреестр
Госреестр Госреестр № 36697-12
№ 25433-11№ 47583-11
ТЛО-10 ЗНОЛП-ЭК-10
кл.т 0,5Sкл.т 0,2СЭТ-4ТМ.03М
Ктт = 1000/5 Ктн = кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 15-32530; (10000/√3)/(100/√3)Зав. №
15-32536;Зав. № 15-32557; 0808151244
15-32533 15-32560; 15-32562 Госреестр
Госреестр Госреестр № 36697-12
№ 25433-11№ 47583-11
ТЛО-10 ЗНОЛП-ЭК-10
кл.т 0,5Sкл.т 0,2СЭТ-4ТМ.03М
Ктт = 200/5 Ктн = кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 15-28488; (10000/√3)/(100/√3)Зав. №
15-28489;Зав. № 15-32557; 0808151784
15-28490 15-32560; 15-32562 Госреестр
Госреестр Госреестр № 36697-12
№ 25433-11№ 47583-11
ТЛО-10 ЗНОЛП-ЭК-10
кл.т 0,5Sкл.т 0,5СЭТ-4ТМ.03М
Ктт = 200/5 Ктн = кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 15-36680; (10000/√3)/(100/√3)Зав. №
15-32552;Зав. № 15-32585; 0802151105
15-32554 15-32588; 15-32590 Госреестр
Госреестр Госреестр № 36697-12
№ 25433-11№ 47583-11
ТЛО-10 ЗНОЛП-ЭК-10
кл.т 0,5Sкл.т 0,2СЭТ-4ТМ.03М
Ктт = 1000/5 Ктн = кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 15-32532; (10000/√3)/(100/√3)Зав. №
15-32528;Зав. № 15-32556; 0808151834
15-32531 15-32558; 15-32561 Госреестр
Госреестр Госреестр № 36697-12
№ 25433-11№ 47583-11
Лист № 7
Всего листов 11
Продолжение таблицы 10
ИВКЭ
(УСПД)
RTU-325Т
зав. №
009910
Госреестр
№ 44626-10
RTU-325Т
зав. №
009910
Госреестр
№ 44626-10
№
ИИК
Счётчик
электрической
6
11ТВ Г-2
12
Диспетчер
с
кое
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК
наименование Трансформатор Трансформатор
точки учётатоканапряжения
э
н
ергии
12 3 4 5
ТЛО-10ЗНОЛП-ЭК-10
кл.т 0,5Sкл.т 0,2СЭТ-4ТМ.03М
Ктт = 200/5 Ктн = кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 15-28485; (10000/√3)/(100/√3)Зав. №
15-28486;Зав. № 15-32556; 0808151444
15-28487 15-32558; 15-32561 Госреестр
Госреестр Госреестр № 36697-12
№ 25433-11№ 47583-11
ТЛО-10 ЗНОЛП-ЭК-10
кл.т 0,5Sкл.т 0,5СЭТ-4ТМ.03М
Ктт = 200/5 Ктн = кл.т 0,2S/0,5
ПС Кашхатау ф-101 Зав. № 15-32547; (10000/√3)/(100/√3)Зав. №
(резерв СН)15-32548;Зав. № 15-32579; 0802151309
15-32544 15-32584; 15-32589 Госреестр
Госреестр Госреестр № 36697-12
№ 25433-11№ 47583-11
Таблица 11 – Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Состав ИИК
Номер
ИИК
1
2
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении активной электрической энергии в рабочих
cosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
34567
1,0±1,2
1 – 3
ТТ кл. т. 0,2S
0,9±1,2
ТН кл. т. 0,20,8±1,3
Счетчик кл. т. 0,2S
0,7±1,5
0,5 ±1,9
1,0 ±1,8
4, 5, 7, ТТ кл. т. 0,5S
0,9 ±2,1
8, 10, ТН кл. т. 0,2 0,8 ±2,5
11 Счетчик кл. т. 0,2S
0,7 ±3,1
0,5±4,7
1,0±1,9
±0,8±0,8±0,8
±0,9±0,8±0,8
±1,0±0,9±0,9
±1,1±0,9±0,9
±1,4±1,2±1,2
±1,1±0,9±0,9
±1,3±1,0±1,0
±1,6±1,2±1,2
±1,9±1,4±1,4
±2,8±2,0±2,0
±1,2±1,0±1,0
6, 9,
12
ТТ кл. т. 0,5S
0,9±2,1
ТН кл. т. 0,50,8±2,6
Счетчик кл. т. 0,2S
0,7±3,2
0,5±4,8
±1,4±1,2±1,2
±1,7±1,4±1,4
±2,1±1,6±1,6
±3,0±2,3±2,3
Лист № 8
Всего листов 11
Продолжение таблицы 11
Состав ИИК
6, 9,
12
Номер
ИИК
1
2
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих
cosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
34567
ТТ кл. т. 0,2S
1 – 3 Т
Н кл. т. 0,2
С
четчик кл. т. 0,5
4, 5, 7, ТТ кл. т. 0,5S
8, 10, Т
Н кл. т. 0,2
11 С
четчик кл. т. 0,5
0,9±2,7
0,8±2,3
0,7±2,1
0,5±1,9
0,9±5,7
0,8±4,1
0,7±3,4
0,5±2,7
±2,2±1,9±1,9
±2,0±1,7±1,7
±1,9±1,6±1,6
±1,8±1,5±1,5
±3,6±2,7±2,7
±2,8±2,1±2,1
±2,4±1,9±1,9
±2,1±1,6±1,6
ТТ кл. т. 0,5S
Т
Н кл. т. 0,5
Счетчик кл. т. 0,5
0,9±5,9
0,8±4,2
0,7±3,4
0,5±2,7
±3,9±3,0±3,0
±2,9±2,3±2,3
±2,5±2,0±2,0
±2,2±1,7±1,7
Примечания:
1. Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
, а
погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
;
2. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой
относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
4. Нормальные условия эксплуатации:
а) параметры электрической сети:
1) диапазон напряжения - от 0,99∙Uн до 1,01∙Uн;
2) диапазон силы тока - от 0,01∙ Iн до 1,2∙Iн;
б) температура окружающего воздуха:
1) ТТ и ТН - от минус 45 до 40 ˚С;
2) счетчиков - от минус 40 до 60 ˚С;
3) УСПД - от 0 до 50 ˚С;
4) ИВК - от 0 до 50 ˚С;
в) частота - (50
±
0,15) Гц.
5. Рабочие условия эксплуатации:
а) для ТТ и ТН:
1) параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9∙Uн1 до 1,1∙Uн1;
диапазон силы первичного тока - от 0,01∙Iн1 до 1,2∙Iн1;
2) частота - (50
±
0,4) Гц;
3) температура окружающего воздуха - от минус 45 до 40 ˚С;
б) для счетчиков электроэнергии:
1) параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8∙Uн2 до 1,15∙Uн2;
диапазон силы вторичного тока - от 0,01∙Iн2 до 2∙Iн2;
2) частота - (50
±
0,4) Гц;
Лист № 9
Всего листов 11
3) температура окружающего воздуха - от минус 40 до 60 ˚С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 10. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.
7. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 10 –
активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок
службы и средняя наработка на отказ;
-
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М – средняя наработка до отказа 165000
часов, среднее время восстановления работоспособности Tв = 2 часа;
-
УСПД RTU-325T – средняя наработка на отказ 55 000 часов.
Надежность системных решений:
а) резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
б) резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
в) в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
1) параметрирования;
2) пропадания напряжения;
3) коррекция шкалы времени.
или аварии
информации
(ноутбук), с
В случае аварийного отсутствия связи (физический разрыв связи
каналообразующего оборудования) между ИИК и ИВК предусмотрен сбор
непосредственно со счетчиков, посредством переносного инженерного пульта
последующей загрузкой ее в базу данных ИВК.
Защищенность применяемых компонентов:
а) наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
1) счетчиков электроэнергии;
2) промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
3) испытательных блоков;
4) УСПД;
б) наличие защиты на программном уровне:
1) пароль на счетчиках электроэнергии;
2) пароль на УСПД;
3) паролина сервере,предусматривающиеразграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
-
счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
электросчетчики – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не
менее 35 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;
-
ИВКЭ – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления
по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при
отключении питания – не менее 5 лет.
-
ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Лист № 10
Всего листов 11
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 12.
Таблица 12 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Тип
3
СЭТ-4ТМ.03М
9
Кол-во,
шт.
9
ТГФМ-110
ТЛО-10
CPTf 123
ЗНОЛП-ЭК-10
27
6
18
СЭТ-4ТМ.03М.16
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных
RTU-325Т
Методика поверки
РТ-МП-3099-500-2016
Паспорт – формуляр
ГЛЦИ.656453.200.ПС-ФО
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуРТ-МП-3099-500-2016 «ГСИ. Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
Зарагижской ГЭС. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 31.03.2016 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о
поверке.
Перечень основных средств поверки:
-
для трансформаторов тока – по 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 2925-2005 «Измерительные
трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с
помощью эталонного делителя»;
-
для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ
«Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
-
для УСПД RTU-325Т – по документу «Устройства сбора и передачи данных
RTU-325H и RTU-325Т. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденному ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений
№ 27008-04;
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Лист № 11
Всего листов 11
-
средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения
напряжениявлиниисвязимеждувторичнойобмоткойТНисчетчиком–по
МИ 3000-2006.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической
энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Зарагижской ГЭС».
Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений 1921/500-01.00229-2016 от 31.03.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
Зарагижской ГЭС
1 ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
2 ГОСТ34.601-90«Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
Изготовитель
Публичное акционерное общество «Федеральная гидрогенерирующая компания -
РусГидро» (ПАО «РусГидро»)
ИНН 2460066195
Юридический адрес: 660017, Красноярский край, г. Красноярск, ул. Дубровинского,
д. 43, к. 1
Тел.: +7
(800) 333-80-00
Факс: +7 (495)
225-37-37
Заявитель
Закрытое акционерное общество «Инженерные Лаборатории» (ЗАО «ИнжЛабс»)
Юридическийадрес:428020,Чувашскаяреспублика,г.Чебоксары,ул.
Пристанционная, д. 1
Тел.: +7 (
962) 321-51-00
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Тел.: +7 (495) 544-00-00
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа RA RU.310639 от 16.04.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.«____»_____________2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.