Назначение
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала Костромская ГРЭС АО «Интер РАО - Электрогенерация» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - центр сбора и обработки информации Костромской ГРЭС АО «Интер РАО - Электрогенерация» (далее -ЦСОИ), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения «АльфаЦЕНТР». ЦСОИ включает в себя сервер сбора данных (ССД), серверы баз данных (СБД), устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300, каналообразующую аппаратуру и автоматизированные рабочие места.
ИИК, ИВК, технические средства приема -передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 минут;
- средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая мощность.
ЦСОИ осуществляет:
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- коррекцию времени в счетчиках;
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- ведение журнала событий ИВК;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматизированный обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в установленном регламентами ОРЭМ формате, заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485, ВОЛС и преобразователя интерфейса RS-485 в Ethernet (основной и резервный канал) для передачи данных от счетчиков до ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
- посредством канала связи Ethernet для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
- посредством канала связи Ethernet для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы ССД ЦСОИ и счетчиков. ССД ЦСОИ получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от устройства синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (УССВ). Синхронизация часов сервера ССД ЦСОИ с УССВ происходит при расхождении времени более чем на ±1 с. При каждом опросе счетчиков сервер ЦСОИ определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по ±2 с (параметр настраиваемый), то формирует команду синхронизации. Журналы событий счетчиков и сервера ЦСОИ отображают факты коррекции
времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ, ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Генератор 1 | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2 S Ктт = 12000/5 Рег.№ 21255-08 | UGE Кл.т. 0,2 Ктн = 20000/V3:100/V3 Рег. № 55007-13 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | Метроном версии 300, Рег. №74018-19 ЦСОИ |
| 2 | Генератор 2 | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2 S Ктт = 12000/5 Рег.№ 21255-08 | UGE Кл.т. 0,2 Ктн = 20000/V3:100/V3 Рег. № 25475-11 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 |
| 3 | Генератор 3 | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2 S Ктт = 12000/5 Рег.№ 21255-03 | UGE Кл.т. 0,2 Ктн = 20000/V3:100/V3 Рег. № 55007-13 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 |
| 4 | Генератор 4 | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2 S Ктт = 12000/5 Рег.№ 21255-08 | UGE Кл.т. 0,2 Ктн = 20000/V3:100/V3 Рег. № 25475-11 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 |
| | | | UGE | | |
| | | ТШЛ-20-1 | Кл.т. 0,2 | A1801RALXQ- | |
| 5 | Генератор 5 | Кл.т. 0,2 S | P4GB1-DW-4 | |
| Ктт = 12000/5 | Ктн = 20000/V3:100/V3 | Кл.т. 0,1 S/0,2 | |
| | | Рег.№ 21255-03 | Рег. № 31857-11 | |
| | | Рег. № 25475-11 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | Генератор 6 | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2 S Ктт = 12000/5 Рег.№ 21255-08 | TJC 6.X-G Кл.т. 0,2 Ктн = 20000/V3:100/V3 Рег. № 66885-17 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | |
| 7 | Генератор 7 | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2 S Ктт = 12000/5 Рег.№ 21255-08 | TJC 6.X-G Кл.т. 0,2 Ктн = 20000/V3:100/V3 Рег. № 66885-17 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | |
| 8 | Генератор 8 | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2 S Ктт = 12000/5 Рег.№ 21255-08 | TJC 6.X-G Кл.т. 0,2 Ктн = 20000/V3:100/V3 Рег. № 66885-17 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | |
| 9 | Генератор 9А | ТШВ 24 Кл.т. 0,2 Ктт = 24000/5 Рег.№ 6380-77 | ЗНОМ-24-69У1 Кл.т. 0,5 Ктн = 24000/V3:100/V3 Рег. № 8961-82 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | Метроном версии 300, Рег. №74018-15 ЦСОИ |
| 10 | Генератор 9Б | ТШВ 24 Кл.т. 0,2 Ктт = 24000/5 Рег.№ 6380-77 | ЗНОМ-24-69У1 Кл.т. 0,5 Ктн = 24000/V3:100/V3 Рег. № 8961-82 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 |
| 11 | ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС -Загорская ГАЭС | ТФЗМ 500Б Кл.т. 0,2 S Ктт = 2000/1 Рег.№ 26546-08 | НКФ-М Кл.т. 0,2 Ктн = 500000/V3:100/V3 Рег. № 26454-08 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 |
| 12 | ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС -Костромская АЭС | ТФЗМ 500Б Кл.т. 0,2 S Ктт = 2000/1 Рег.№ 26546-08 | НКФ-М Кл.т. 0,2 Ктн = 500000/V3:100/V3 Рег. № 26454-08 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | |
| 13 | ВЛ-500 кВ Костромская ГРЭС - Луч | ТГФ-500П* Кл.т. 0,2S Ктт = 2000/1 Рег.№ 35872-12 | НКФ-М Кл.т. 0,2 Ктн = 500000/V3:100/V3 Рег. № 26454-08 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | |
| 14 | ВЛ-500 кВ Костромская ГРЭС - | ТФЗМ 500Б Кл.т. 0,2 S Ктт = 2000/1 | НКФ-М Кл.т. 0,2 Ктн = | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| | Владимирская | Рег.№ 26546-08 | 500000/V3:100/V3 Рег. № 26454-08 | Рег. № 31857-11 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 15 | ВЛ-220 кВ Костромская ГРЭС -Мотордеталь-I цепь | ТВ-ЭК Кл.т. 0,2 S Ктт = 1000/1 Рег.№ 39966-10 | НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 14626-95 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | Метроном версии 300, Рег. №74018-19 ЦСОИ |
| НКФ-220 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 26453-04 |
| 16 | ВЛ-220 кВ Костромская ГРЭС -Мотордеталь-II цепь | ТВ-ЭК Кл.т. 0,2 S Ктт = 1000/1 Рег.№ 39966-10 | НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 14626-95 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 |
| НКФ-220 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 26453-04 |
| 17 | ВЛ-220 кВ Костромская ГРЭС -Кострома-2 | ТВ-ЭК Кл.т. 0,2 S Ктт = 1000/1 Рег.№ 39966-10 | НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 14626-95 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 |
| НКФ-220 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 26453-04 |
| 18 | ВЛ-220 кВ Костромская ГРЭС -Ярославская | ТВ-ЭК Кл.т. 0,2 S Ктт = 1000/1 Рег.№ 39966-10 | НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 14626-95 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 |
| НКФ-220 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 26453-04 |
| 19 | ВЛ-220 кВ Костромская ГРЭС -Иваново-I цепь | SB 0,8 Кл.т. 0,2 S Ктт = 1000/1 Рег.№ 20951-08 | НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 14626-95 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 |
| НКФ-220 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 26453-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 20 | ВЛ-220 кВ Костромская ГРЭС -Иваново-II цепь | SB 0,8 Кл.т. 0,2 S Ктт = 1000/1 Рег.№ 20951-08 | НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 14626-95 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | Метроном версии 300, Рег. №74018-19 ЦСОИ |
| НКФ-220 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 26453-04 |
| 21 | ВЛ-220 кВ Костромская ГРЭС- Вичуга-I цепь | SB 0,8 Кл.т. 0,2 S Ктт = 1000/1 Рег.№ 20951-08 | НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 14626-95 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 |
| НКФ-220 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 26453-04 |
| 22 | ВЛ-220 кВ Костромская ГРЭС -Вичуга-II цепь | SB 0,8 Кл.т. 0,2 S Ктт = 1000/1 Рег.№ 20951-08 | НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 14626-95 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 |
| НКФ-220 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 26453-04 |
| 23 | ОШСВ | ТВ-ЭК Кл.т. 0,2S Ктт = 2000/1 Рег.№ 39966-10 | НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 14626-95 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 |
| НКФ-220 Кл.т. 0,5 Ктн = 220000/V3: 100/V3 Рег. № 26453-04 |
| 24 | ВЛ-500 кВ Костромская ГРЭС -Нижегород ская | ТФЗМ 500Б Кл.т. 0,2 S Ктт = 2000/1 Рег.№ 26546-08 | НКФ-М Кл.т. 0,2 Ктн = 500000/V3:100/V3 Рег. № 26454-08 | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2. Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов.
3. 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 их неотъемлемая часть
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
| ИК № | cos ф | I изм<1 5 | I изм<1 20 | I20< I изм<1 100 | I100< I изм <I 120 |
| 5wcA % | о о % О4 | 5wcA % | 5wcP % | 5wcA % | 5wcP % | 5wcA % | 5wcP % |
| 1 - 8, 11 - 14, 24 | 0,50 | 1,8 | 1,1 | 1,2 | 0,8 | 0,9 | 0,6 | 0,9 | 0,6 |
| 0,80 | 1,1 | 1,5 | 0,7 | 1,1 | 0,6 | 0,8 | 0,6 | 0,8 |
| 0,87 | 1,0 | 1,8 | 0,7 | 1,2 | 0,5 | 0,9 | 0,5 | 0,9 |
| 1,00 | 0,8 | - | 0,6 | - | 0,4 | - | 0,4 | - |
| 9, 10 | 0,50 | - | - | 2,3 | 1,3 | 1,6 | 0,9 | 1,4 | 0,8 |
| 0,80 | - | - | 1,4 | 1,9 | 1,0 | 1,3 | 0,9 | 1,2 |
| 0,87 | - | - | 1,3 | 2,3 | 0,9 | 1,6 | 0,8 | 1,4 |
| 1,00 | - | - | 1,1 | - | 0,7 | - | 0,7 | - |
| 15 - 23 | 0,50 | 1,8 | 1,2 | 1,3 | 1,0 | 1,0 | 0,8 | 1,0 | 0,8 |
| 0,80 | 1,2 | 1,6 | 0,9 | 1,2 | 0,8 | 0,9 | 0,8 | 0,9 |
| 0,87 | 1,1 | 1,9 | 0,8 | 1,3 | 0,7 | 1,1 | 0,7 | 1,1 |
| 1,00 | 1,0 | - | 0,8 | - | 0,7 | - | 0,7 | - |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
| ИК № | cos ф | Ь< I изм<1 5 | Ь< I изм<1 20 | I20< I изм<1 100 | I100< I изм <I 120 |
| 5wa % | 5wP % | 5wa % | 5wP % | 5wa % | 5wP % | 5wa % | 5wP % |
| 1 - 8, 11 -14, 24 | 0,50 | 1,8 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,0 | 1,1 | 1,0 | 1,1 |
| 0,80 | 1,2 | 1,8 | 0,9 | 1,4 | 0,8 | 1,2 | 0,8 | 1,2 |
| 0,87 | 1,1 | 2,0 | 0,8 | 1,6 | 0,7 | 1,3 | 0,7 | 1,3 |
| 1,00 | 0,9 | - | 0,7 | - | 0,6 | - | 0,6 | - |
| 9, 10 | 0,50 | - | - | 2,3 | 1,4 | 1,6 | 1,0 | 1,5 | 0,9 |
| 0,80 | - | - | 1,5 | 2,0 | 1,1 | 1,4 | 1,0 | 1,3 |
| 0,87 | - | - | 1,4 | 2,3 | 1,0 | 1,7 | 0,9 | 1,5 |
| 1,00 | - | - | 1,1 | - | 0,8 | - | 0,8 | - |
| 15 - 23 | 0,50 | 1,9 | 1,3 | 1,4 | 1,1 | 1,1 | 0,9 | 1,1 | 0,9 |
| 0,80 | 1,3 | 1,7 | 1,0 | 1,3 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,0 |
| 0,87 | 1,2 | 2,0 | 1,0 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 0,9 | 1,1 |
| 1,00 | 1,0 | - | 0,8 | - | 0,8 | - | 0,8 | - |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с |
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 24 |
| Нормальные условия: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ^ом - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: | от (2)5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от +21 до +25 |
| Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера ЦСОИ | от (2)5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 |
| Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | Автоматическое |
| Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов | Автоматическое |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 100 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи между уровнями ИВК и внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Ведение журналов событий:
- счётчика, с фиксированием событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- ИВК, с фиксированием событий:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на ЦСОИ.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра РЭМ.0999-АИИС.КОГРЭС.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала Костромская ГРЭС АО «Интер РАО - Электрогенерация». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Кол., шт. |
| Трансформаторы тока | SB 0,8 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТВ-ЭК | 15 |
| Трансформаторы тока | ТГФ-500П* | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 500Б | 12 |
| Трансформаторы тока | ТШВ 24 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТШЛ-20-1 | 24 |
| Трансформаторы напряжения | TJC 6.X-G | 9 |
| Трансформаторы напряжения | UGE | 15 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-24-69У1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-220 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-220-58 У1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-М | 6 |
| Счетчики | A1801RALXQ-P4GB1-DW-4 | 24 |
| Устройство синхронизации времени | Метроном версии 300 | 1 |
| ЦСОИ | DL380Gen10 4110 | 2 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии филиала Костромская ГРЭС АО «Интер РАО - Электрогенерация». Формуляр | РЭМ.0999-АИИС КОГРЭС. ФО | 1 |
| ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала Костромская ГРЭС АО «Интер РАО - Электрогенерация». Методика поверки | МП-261-RA.RU.310556-2020 | 1 |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала Костромская ГРЭС АО «Интер РАО -Электрогенерация». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала Костромская ГРЭС АО «Интер РАО - Электрогенерация»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
80909-21: Методика поверки МП-261-RA.RU.310556-2020Скачать775.2 Кб