Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Найдено поверителей 3

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС» (далее по тексту - АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений, формирования отчетных документов и передачи информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5, измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S; 0,5S; 0,2 и 0,5, многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики) классов точности 0,2S и 0,5S по активной энергии, 0,5 и 1,0 по реактивной энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий два устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр № 44626-10), два устройства синхронизации времени (УСВ) УССВ-2 (Госреестр № 54074-13), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя основной и резервный серверы базы данных (СБД) АИИС КУЭ, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора АИИС КУЭ, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение. В качестве основного и резервного серверов АИИС КУЭ используется сервер на базе HP PROLIANT DL320E GEN8.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (один раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии 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 участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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);

-    передача журналов событий счетчиков.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям 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. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах.

УСПД автоматически, в заданные интервалы времени, производит опрос и считывание измерительной информации со счетчиков, накопление, хранение измерительной информации и приведение результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Считанные данные результатов измерений, приведенные к реальным значениям, и журналы событий счетчиков заносятся в энергонезависимую память УСПД.

СБД АИИС КУЭ автоматически в заданные интервалы времени производит считывание информации с УСПД и осуществляет ее дальнейшую обработку, формирование справочных и отчетных документов. Доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера АИИС КУЭ, осуществляется с АРМ операторов.

Обмен информацией между счетчиками и УСПД осуществляется по проводным линиям с использованием интерфейса RS-485. Для обмена информацией УСПД и СБД АИИС КУЭ используется коммутируемая линия связи стандарта GSM.

При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков с целью дальнейшего помещение их в базу данных СБД АИИС КУЭ проводится в автономном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт счетчиков.

Передача информации коммерческому оператору оптового рынка электрической энергии и мощности (АО «АТС»), в региональное подразделение ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям осуществляется с уровня ИВК по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. При необходимости, он подписывается электронной цифровой подписью.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, СБД АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется УССВ-2, к которому подключен GPS-приемник. УСВ УССВ-2 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов УСПД и УССВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УССВ-2 на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов СБД АИИС КУЭ и УСПД происходит при каждом обращении к УСПД. Синхронизация часов осуществляется при расхождении показаний часов СБД АИИС КУЭ и УСПД на величину более чем ±2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация часов осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±2 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Наименование ПО

ПК «АльфаЦЕНТР»

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.01

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

MD5

Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

|

Наименова

ние

объекта

Состав ИИК

Вид

элек-

тро-

энер

гии

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

1.1

ВЛ 220 кВ У гличская ГЭС -Венера

ТФЗМ 220 Б-Ш Г о ср е е стр № 26006-03 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 5980, 5983, 6000

VCU-245 Госреестр № 37847-08 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 Зав. № 24500198,

24500199

24500196

24500200 24500195

24500197

EA02RAL-P3-B-4 Г осреестр № 16666-97 Кл.т.0^/1,0 Зав. № 01114239

RTU 325 Госреестр №37288-08, Зав. № 009632 УССВ-2 Госреестр № 54074-13, Зав. № 001944

Э

У

К

О

п

Б

С

Активная

Реактивная

1.2

ВЛ 220 кВ, У гличская ГЭС - Вега

ТФЗМ 220 Б-Ш Госреестр № 26006-03 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 5974, 5976, 5968

VCU-245 Госреестр № 37847-08 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 Зав. № 24500198

24500199

24500196

24500200 24500195

24500197

EA02RAL-P3-B-4 Госреестр № 16666-97 Кл.т.0^/1,0 Зав. №

01 114 461

Активная

Реактивная

1.15

ГРУ 13,8 кВ Г2Г

ТЛШ-15 Госреестр № 47957- 11 Кл. т. 0,2S 4000/5 Зав. № 762, 761, 760

UGE 17.5 Госреестр № 55007-13 Кл. т. 0,2 13800/V3/100/V3 Зав. № 12018716 12018712 12018719

EA02RAL -P3-B-4 Госреестр № 16666-97 Кл.т.0^/1,0 Зав. №

01 114 245

RTU 325 Госреестр №37288-08, Зав. № 009632 УССВ-2 Госреестр № 54074-13, Зав. № 001944

Э

У

К

О

п

Б

С

Активная

Реактивная

1.18

ШСВ 220

SВ 0,8 Госреестр № 20951-06 Кл. т. 0,2 600/5 Зав. № 06-021165 06-021166 06-021167

VCU 245 Госреестр № 37847-08 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 Зав. № 24500198

24500199

24500196

24500200 24500195

24500197

EA02RAL-P3-B-4 Госреестр № 16666-97 Кл.т.0^/1,0 Зав. №

01 114 467

Активная

Реактивная

1.28

ТСН-1

(6кВ)

TPU 40.23 Госреестр № 51368-12 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 1VLT5108037538 1VLT5108037539 1VLT5108037541

TJP 4.0 Госреестр № 51401-12 Кл. т. 0,5

6300/V3/100/V3

Зав. № 1VLT5208014981 1VLT5208014982 1VLT5208014983

A1802RAL-P4G-DW-4 Госреестр № 31857-06 Кл.т.0^/0,5 Зав. №

01 187 424

Активная

Реактивная

1.29

ТСН-2

(6кВ)

TPU 40.23 Госреестр № 51368-12 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 1VLT5108037537 1VLT5108037540 1VLT5108037542

TJP 4.0 Госреестр № 51401-12 Кл. т. 0,5

6300/V3/100/V3

Зав. № 1VLT5208014978 1VLT5208014979 1VLT5208014980

A1802RAL-P4G-DW-4 Госреестр № 31857-06 Кл.т.0^/0,5 Зав. №

01 187 423

Активная

Реактивная

1.40

ГРУ 13,8 кВ Р3Т

ТПОЛ-20 Госреестр № 5716-76 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 429, 428, 430

ЗНОЛ - ЭК-15М2 Госреестр № 46738-11 Кл. т. 0,5 15000/V3/100/V3 Зав. № 16- 31733, 16- 31734, 16- 31735, 16- 31736, 16- 31737, 16-31738

EA02RAL-P3-B-4 Госреестр № 16666-97 Кл.т.0^/1,0 Зав. №

01 114 463

Активная

Реактивная

3.1

ВЛ 220 кВ Рыбинская ГЭС -Пошехонье № 1

SAS 245/2g Госреестр № 25121-07 Кл. т. 0,2 1200/5 Зав. № 10/099402 10/099404 10/099405

ТЕМР 245 Госреестр № 25474-03 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 Зав. № Т068643-06 Т068643-01 Т068643-05 Т068643-02 Т068643-04 Т068643-03

EA02RAL-P3 -B-4 Госреестр № 16666-97 Кл.т.0^/1,0 Зав. №

01 114 472

RTU 325 Госреестр № 37288-08, Зав. № 0091177 УССВ-2 Госреестр № 54074-13, Зав. № 001945

СБД

АИИС

КУЭ

Активная

Реактивная

3.2

ВЛ 220 кВ Рыбинская ГЭС -Пошехонье № 2

SAS 245/2g Госреестр № 25121-07 Кл. т. 0,2S 1200/5 Зав. № 107757

107758

107759

ТЕМР 245 Госреестр № 25474-03 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 Зав. № Т068643-06 Т068643-01 Т068643-05 Т068643-02 Т068643-04 Т068643-03

EA02RAL-P3-B-4 Госреестр № 16666-97 Кл.т.0^/1,0 Зав. №

01 114 465

Активная

Реактивная

3.3

ВЛ 220 кВ Рыбинская ГЭС -Сатурн

SAS 245/2g Госреестр № 25121-07 Кл. т. 0,2S 1200/5 Зав. № 107756

107760

107761

ТЕМР 245 Госреестр № 25474-03 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 Зав. № Т068643-06 Т068643-01 Т068643-05 Т068643-02 Т068643-04 Т068643-03

EA02RAL-P3-B-4 Госреестр № 16666-97 Кл.т.0^/1,0 Зав. №

01 114 225

Активная

Реактивная

3.29

ШСВ 220

SAS 245/2g Госреестр № 25121-03 Кл. т. 0,2S 1200/5 Зав. № 03/060943 03/060944 03/060945

ТЕМР 245 Госреестр № 25474-03 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 Зав. № Т068643-06 Т068643-01 Т068643-05 Т068643-02 Т068643-04 Т068643-03

EA02RAL-P3-B-4 Госреестр № 16666-97 Кл.т.0^/1,0 Зав. №

01 114 241

Активная

Реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, %

НЧ

V

S

§

НЧ

YL

(N

НЧ

I5 %£ I изм< I 20 %

I

2

0

%

1

и

з

2

Л

I

0

о

%

о4-

%

%

0

2

I

VI

м

S

I

VI

%

0

0

НЧ

1

2

3

4

5

6

1.14; 1.15; 3.2 -3.4; 3.10; 3.11; 3.14;

3.15; 3.29 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)

1 ,0

±0,9

±0,5

±0,4

±0,4

0,9

±1,0

±0,6

±0,5

±0,5

0,8

±1,1

±0,8

±0,6

±0,6

0,5

±1,8

±1,3

±1,0

±1,0

1.1; 1.2; 1.4; 1.5;

3.18- 3.20 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)

1,0

-

±1,7

±0,9

±0,7

0,9

-

±2,2

±1,2

±0,9

0,8

-

±2,8

±1,5

±1,0

0,5

-

±5,3

±2,7

±1,9

1.28; 1.29 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)

1,0

±1,6

±1,0

±0,8

±0,8

0,9

±2,1

±1,1

±1,0

±1,0

0,8

±2,5

±1,6

±1,1

±1,1

0,5

±4,8

±3,0

±2,2

±2,2

1.40; 3.5; 3.6; 3.16; 3.17 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)

1,0

-

±1,8

±1,0

±0,8

0,9

-

±2,3

±1,3

±1,2

0,8

-

±2,8

±1,6

±0,6

0,5

-

±5,4

±2,9

±2,2

1.3; 1.18;

3.1; 3.12; 3.13 (ТТ 0,2; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)

1,0

-

±0,9

±0,5

±0,4

0,9

-

±1,0

±0,6

±0,5

0,8

-

±1,2

±0,7

±0,6

0,5

-

±2,0

±1,2

±1,0

1

2

3

4

5

6

3.21 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

-

±1,8

±1,1

±0,9

0,9

-

±2,3

±1,3

±1,2

0,8

-

±2,9

±1,6

±0,6

0,5

-

±5,4

±2,8

±2,0

Номер ИИК

sin9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)£ 1 изм< 1 5 %

I5 %£ 1 изм< 1 20 %

I

2

0

%

1

и

W

2

Л

I

0

о

%

о4-

%

%

0

2

I

VI

м

S

I

VI

%

0

0

II

1.14; 1.15; 3.2 -3.4; 3.10; 3.11; 3.14;

3.15; 3.29 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5)

0,8

±1,8

±1,2

±1,0

±1,0

0,5

±1,3

±0,9

±0,8

±0,8

1.1; 1.2; 1.4; 1.5;

3.18 - 3.20 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5)

0,8

-

±4,4

±2,5

±1,9

0,5

±2,7

±1,7

±1,5

1.28; 1.29 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5)

0,8

±4,1

±2,6

±1,9

±1,9

0,5

±2,5

±1,6

±1,3

±1,3

1.40; 3.5; 3.6; 3.16; 3.17 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5)

0,8

-

±4,5

±2,6

±2,1

0,5

±2,7

±1,8

±1,6

1.3; 1.18;

3.1; 3.12; 3.13 (ТТ 0,2; ТН 0,2; Счетчик 0,5)

0,8

-

±1,9

±1,2

±1,0

0,5

-

±1,4

±0,9

±0,8

3.21 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0)

0,8

-

±4,4

±2,4

±1,9

0,5

-

±2,6

±1,7

±1,4

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1.    Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).

3.    В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

4.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение от 0,98-ином до 1,02-ином;

-    сила тока от 1ном до 1,21ном, cosj=0,9 инд;

-    температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение питающей сети 0,9-ином до 1,1-ином;

-    сила переменного тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 1.14; 1.15; 3.2 -3.4;3.10; 3.11; 3.14; 3.15; 3.29; 1.28; 1.29;

-    сила переменного тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 1.1; 1.2; 1.4; 1.5; 1.40; 3.5; 3.6; 3.16 - 3.20; 1.3; 1.18; 3.21; 3.1; 3.12; 3.13.

температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 25 °С

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии ИИК № 3.21 по ГОСТ 31819.22-2012, ИИК № 1.28, 1.29 по ГОСТ Р 52323-2005, ИИК № 1.1 - 1.5, 1.14, 1.15, 1.18, 1.40, 3.1 - 3.6, 3.10 - 3.20, 3.29 по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии ИИК № 3.21 по ГОСТ 31819.23-2012, ИИК № 1.28, 1.29 по ГОСТ Р 52425-2005, ИИК № 1.1 - 1.5, 1.14, 1.15, 1.18, 1.40, 3.1 - 3.6, 3.10 - 3.20, 3.29 по ГОСТ 26035-83.

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120 000 часов;

-    счетчики ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50 000 часов;

-    УСПД RTU-325Т - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов;

-    СБД АИИС КУЭ - среднее время наработки на отказ не менее 256 554 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчика Тв < 2 часа;

-    для УСПД Тв < 2 часа;

-    для СБД АИИС КУЭ Тв < 1 час;

-    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

-    для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

-    панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

-    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УССВ, СБД АИИС КУЭ, АРМ;

-    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

-    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

-    фактов параметрирования счетчика;

-    фактов пропадания напряжения;

-    фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    СБД АИИС КУЭ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    счетчик электроэнергии ЕвроАЛЬФА тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 74 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу -не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    хранение информации в СБД АИИС КУЭ не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность средства измерений приведена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Обозначение изделия

Наименование изделия

Количество

SAS 245/2g

измерительные трансформаторы тока

18

ТФЗМ 220 Б-III

12

SB 0,8

3

ТФЗМ 110 Б-I

6

ТЛШ-15

6

TPU 40.23

6

ТПОЛ - 20

3

ТШЛ -20-1

6

ТШЛ -20

3

ТПЛ - 20

18

ТШЛ-10 У3

6

ТТИ

3

VOT- 245

измерительные трансформаторы напряжения

6

ТЕМП 245

6

НКФ -110- -П-У!

6

UGE 17.5

9

UGE 17.5 D2

12

TJP 4.0

6

ЗНОЛ - ЭК-15М2

6

НОМИ-15

2

ЗНОЛ-ЭК-15

12

НОМ-6

1

НОМ-6-77

1

НОМИ-6

2

M802RAL-P4GB-DW-4

счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

2

M805RALQ-P4GB-DW-4

1

EA02RAL-P3-B-4

счетчики электроэнергии многофункциональные

27

RTU 325

устройства сбора и передачи данных

2

ПР-3

разветвители интерфейсов

30

МР3021-Н-57,7В-3х10ВА

догрузочные резисторы для трансформаторов напряжения

5

МР3021-Н-57,7В-3х20ВА

9

МР3021-Н-57,7В-3х3ВА

1

МР3021-Н-57,7В- 100ВА

6

1

2

3

МР3021-Н-57,7В-60ВА

догрузочные резисторы для трансформаторов напряжения

6

МР3021-Н-57,7В-3х30ВА

2

МР3021-Т-5А-5ВА

догрузочные резисторы для трансформаторов тока

6

МР3021-Т-5А-2,5ВА

догрузочные резисторы для трансформаторов тока

6

БЕКВ.422231.091.РЭ

Руководство по эксплуатации АИИС КУЭ Филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС»

1

БЕКВ.422231.091.ПФ

Паспорт-формуляр на АИИС КУЭ на АИИС КУЭ Филиала ПАО «РусГ идро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС»

1

БЕКВ .422231.091.МВИ

Методика (методы) измерений на АИИС КУЭ Филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС»

1

РТ-МП-3935-500-2016

Методика поверки

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-3935-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в ноябре 2016 года.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков ЕвроАЛЬФА - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАЛЬФА. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2007 г.;

-    счетчиков Альфа А1800 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2006;

-    УСПД RTU-325 - по методике поверки ДЯИМ.466453.005 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    УССВ-2 - по документу РТ-МП-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП), утверждённому ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в 2013 г.;

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: БЕКВ.422231.091.МВИ «Методика измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС»».

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС»

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

Развернуть полное описание