Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) трансформаторы напряжения (далее -ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, сервер синхронизации времени ССВ-1Г, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее
- АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
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 мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний, второй уровень системы, на котором, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера АИИС КУЭ настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВК).
Синхронизация часов ИИК и ИВК с единым координированным временем обеспечивается сервером синхронизации времени ССВ-1Г, непрерывно сравнивающим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени сервера синхронизации времени ССВ-1Г, осуществляется периодически 1 раз в 1 час. Синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени сервера синхронизации времени ССВ-1Г производится при наличии расхождения ± 1 с и более.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ, осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ ±1 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электрической энергии, сервера АИИС КУЭ отражаются в журналах событий. Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счётчиков, и сервера АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000», метрологически значимая часть которого указана в таблице 1. В ПО «Пирамида 2000» реализована защита измерительной информации с помощью паролей и разграничения прав доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое средствами ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) Наименование программного модуля ПО: CalcClients.dll CalcLeakage.dll CalcLosses.dll Metrology.dll ParseBin.dll ParseIEC.dll ParseModbus.dll ParsePiramida.dll SynchroNSI.dll VerifyTime.dll | e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391 d64271 acf4055bb2a4d3fe 1 f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1 fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электрической энергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, е S о К | | Состав измерительного канала | Вид |
| Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ/Сервер | электрической энергии и мощности |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Зейская ГЭС, ГА1 (15,75 кВ) | ТШЛ20Б-1 10000/5 Кл. т. 0,2 Рег. № 4016-74 | EPR20Z 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 71083-18 | СЭТ-4 ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | активная реактивная |
| 2 | Зейская ГЭС, ГА2 (15,75 кВ) | ТШЛ20Б-1 10000/5 Кл. т. 0,2 Рег. № 4016-74 | EPR20Z 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 71083-18 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | активная реактивная |
| 3 | Зейская ГЭС, ГАЗ (15,75 кВ) | ТШЛ20Б-1 10000/5 Кл. т. 0,2 Рег. № 4016-74 | EPR20Z 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 71083-18 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УССВ: ССВ-1Г Рег. № 58301-14 | активная реактивная |
| 4 | Зейская ГЭС, ГА4 (15,75 кВ) | ТШЛ20Б-1 10000/5 Кл. т. 0,2 Рег. № 4016-74 | TJC 6-G 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 71106-18 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Сервер: HP Proliant DL360e Gen10 | активная реактивная |
| 5 | Зейская ГЭС, ГА5 (15,75 кВ) | ТШЛ20Б-1 10000/5 Кл. т. 0,2 Рег. № 4016-74 | TJC 6-G 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 71106-18 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | активная реактивная |
| 6 | Зейская ГЭС, ГА6 (15,75 кВ) | ТШЛ20Б-1 10000/5 Кл. т. 0,2 Рег. № 4016-74 | TJC 6-G 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 71106-18 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | Зейская ГЭС, ОРУ-500 кВ, ВЛ-500 кВ Зейская ГЭС - Амурская №1 | IOSK 550 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 | СРВ 550 500000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УССВ: ССВ-1Г Рег. № 58301-14 Сервер: HP Proliant DL360e Gen10 | активная реактивная |
| 8 | Зейская ГЭС, ОРУ-500 кВ, ВЛ-500 кВ Зейская ГЭС - Амурская №2 | IOSK 550 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 | TEMP 550 500000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 25474-03 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 9 | Зейская ГЭС, ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Зейская ГЭС - Светлая II цепь с отпайкой на ПС Энергия | IOSK 245 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 | TEMP 245 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 25474-03 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 10 | Зейская ГЭС, ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Зейская ГЭС - Светлая I цепь с отпайкой на ПС Энергия | IOSK 245 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 | TEMP 245 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 25474-03 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 11 | Зейская ГЭС, ОРУ-220 кВ, ВЛ-220кВ Зейская ГЭС -Магдагачи | IOSK 245 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 | TEMP 245 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 25474-03 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 12 | Зейская ГЭС, ОРУ-220 кВ, ВЛ-220кВ Зейская ГЭС -Призейская | IOSK 245 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 | TEMP 245 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 25474-03 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 13 | Зейская ГЭС, ОРУ-220 кВ, ОВ-1 | IOSK 245 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 | СРВ 245 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 71084-18 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 14 | Зейская ГЭС, ОРУ-220 кВ, ОВ-2 | IOSK 245 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 | СРВ 245 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 71084-18 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УССВ: ССВ-1Г Рег. № 58301-14 Сервер: HP Proliant DL360e Gen10 | активная реактивная |
| 15 | Электрокотельная п. Светлый, ОРУ-35 кВ, отпайка ВЛ-35кВ Энергия-Базовая 01 | ТОЛ 35-II 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 21256-03 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 16 | Электрокотельная п. Светлый, ОРУ-35 кВ, отпайка ВЛ-35кВ Энергия-Базовая 02 | ТОЛ 35-II 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 21256-03 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 19813-00 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 17 | Электрокотельная п. Временный, РУ-6 кВ, Ввод 6 кВ | ТПОЛ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-16 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 18 | Электрокотельная п. Временный, РУСН-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ | ТШП 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
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 собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа.
3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
| | | Метрологические характеристики ИК |
| Номер ИК | Диапазон тока | Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % |
| | | cos ф = 1 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 - 6 | 1н1<11<1,21н1 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,9 | 1,2 |
| | 0,21н1<11<1н1 | 0,6 | 0,8 | 1,2 | 0,8 | 1,0 | 1,3 |
| (ТТ 0,2; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,051н1<11<0,21н1 | 0,9 | 1,2 | 2,0 | 1,1 | 1,4 | 2,1 |
| 7 - 14 | 1н1<11<1,21н1 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,9 | 1,2 |
| 0,21н1<11<1н1 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,9 | 1,2 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,051н1<11<0,21н1 | 0,6 | 0,8 | 1,2 | 0,8 | 1,0 | 1,3 |
| 0,011н1<11<0,051н1 | 1,0 | 1,3 | 2,0 | 1,2 | 1,5 | 2,1 |
| 15; 16 | 1н1<11<1,21н1 | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 |
| 0,21н1<11<1н1 | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,051н1<11<0,21н1 | 0,8 | 1,0 | 1,6 | 1,0 | 1,2 | 1,7 |
| 0,011н1<11<0,051н1 | 1,1 | 1,5 | 2,3 | 1,3 | 1,6 | 2,4 |
| 17 | 1н1<11<1,21н1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| 0,21н1<11<1н1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,7 | 3,0 |
| 0,011н1<11<0,051н1 | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 1,9 | 3,0 | 5,5 |
| 18 | 1н1<11<1,21н1 | 0,6 | 1,0 | 1,8 | 0,8 | 1,2 | 1,9 |
| 0,21н1<11<1н1 | 0,6 | 1,0 | 1,8 | 0,8 | 1,2 | 1,9 |
| (ТТ 0,5S; Сч 0,2S) | 0,051н1<11<0,21н1 | 0,9 | 1,4 | 2,6 | 1,0 | 1,5 | 2,7 |
| 0,011н1<11<0,051н1 | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 1,8 | 2,8 | 5,3 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия и мощность)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | Границы относит погреш измерений усло эксплу соответс вероятное (±5; | а их 5 л чи е 9 и 3§ к w? к" g cj? |
| cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 6 (ТТ 0,2; ТН 0,2; Сч 0,5) | 1н1<11<1,21н1 | 1,0 | 0,8 | 1,7 | 1,6 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,1 | 0,9 | 1,8 | 1,7 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 1,7 | 1,3 | 2,2 | 1,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 - 14 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | U^l^l | 1,0 | 0,8 | 1,7 | 1,6 |
| ^н^СТн! | 1,0 | 0,8 | 1,7 | 1,6 |
| 0,05IH1<I1<0,2IH1 | 1,1 | 0,9 | 1,8 | 1,7 |
| 0,02Iнl<Il<0,05Iнl | 2,0 | 1,5 | 2,4 | 2,1 |
| 15; 16 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | U^l^l | 1,3 | 1,0 | 1,9 | 1,7 |
| | 1,3 | 1,0 | 1,9 | 1,7 |
| 0,05IH1<I1<0,2IH1 | 1,4 | 1,1 | 2,0 | 1,8 |
| 0,02Iнl<Il<0,05Iнl | 2,1 | 1,6 | 2,6 | 2,2 |
| 17 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | | 1,9 | 1,2 | 2,3 | 1,9 |
| 0,2Iнl<Il<Iнl | 1,9 | 1,2 | 2,3 | 1,9 |
| | 2,4 | 1,5 | 2,8 | 2,1 |
| 0,02Iнl<Il<0,05Iнl | 4,4 | 2,7 | 4,7 | 3,0 |
| 18 (ТТ 0,5S; Сч 0,5) | | 1,5 | 1,0 | 2,1 | 1,7 |
| | 1,5 | 1,0 | 2,1 | 1,7 |
| 0,05Ihi<Ii<0,2Ihi | 2,2 | 1,3 | 2,6 | 1,9 |
| 0,02Iнl<Il<0,05Iнl | 4,3 | 2,6 | 4,5 | 2,9 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 10 до плюс 35 °С.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 18 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от ^ом - коэффициент мощности cosj температура окружающей среды, °С | от 99 до101 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от ^ом - частота, Гц - коэффициент мощности cosj температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,°С | от 90 до 110 от 1 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -25 до +40 от -40 до +60 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УССВ | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 22000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал ИВК:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения).
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки (испытательного блока);
- сервера (серверных шкафов);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГ идро» - «Зейская ГЭС» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Рег. № | Количество, экз. |
| Трансформатор тока | ТШЛ20Б-1 | 4016-74 | 18 |
| Трансформатор тока | IOSK 123/245/362/550 | 26510-09 | 24 |
| Трансформатор тока | ТОЛ 35 | 21256-03 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ | 47958-16 | 3 |
| Трансформатор тока | ТШП | 64182-16 | 3 |
| Трансформатор напряжения | EPR20Z | 71083-18 | 9 |
| Трансформатор напряжения | TJC 6-G | 71106-18 | 9 |
| Трансформатор напряжения | CPB 72-800 | 47844-11 | 6 |
| Трансформатор напряжения | TEMP 123/245/362/550 | 25474-03 | 18 |
| Трансформатор напряжения | СРВ 245 | 71084-18 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 19813-05 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 19813-00 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-17 | 18 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 58301-14 | 1 |
| Сервер | HP Proliant DL360e Gen10 | - | 1 |
| Программное обеспечение | Пирамида 2000 | - | 1 |
| Методика поверки | МП 8-2018 | - | 1 |
| Формуляр | ВЛСТ 1150.00.000 ФО | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 8-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному АО ГК «Системы и Технологии» 08 июня 2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
- ССВ-1Г - по документу ЛЖАР.468150.004-01 МП «Инструкция. Серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», утвержденному первым заместителем генерального директора - заместителем по научной работе ФГУП «ВНИИФТРИ» в мае 2014 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-2, измеряющее текущие значения времени и даты по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS (Рег. № 41681-10);
- термогигрометр «Ива-6А-КП-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 % до 90 %, дискретность 0,1 % (Рег. №46434-11);
- миллитесламетр ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 1999 мТл (Рег. № 28134-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
«Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии филиала ПАО «РусГ идро» - «Зейская ГЭС» (АИИС КУЭ филиала ПАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС»), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», аттестат аккредитации № RA.RU.312308 от 04.10.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС»
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.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
72147-18: Методика поверки МП 8-2018Скачать846.6 Кб