Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66146-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "РИТЭК-СОЮЗ", г.Краснодар |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66146-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 091 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ), г.Краснодар
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 66146-16: Описание типа СИ | Скачать | 143.8 КБ | |
| 66146-16: Методика поверки РТ-МП-3935-500-2016 | Скачать | 1.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящей из двадцати измерительных каналов (ИК).
Измерительные каналы АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37288-08 (Рег. № 37288-08), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УССВ-2 (Рег. № 54074-13), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД) с установленным серверным программным обеспечением ПО «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (не реже одного раза в сутки) 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 измерений Коммерческому оператору торговой системы оптового рынка электроэнергии и мощности и в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности;
предоставление дистанционного доступа к результатам и средствам измерений по запросу Коммерческого оператора торговой системы оптового рынка электроэнерии и мощности;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей);
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 в базу данных ИВК.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измеренной информации, ее накопление и передача при помощи технических средств приема-передачи данных на верхний уровень системы (ИВК).
На верхнем уровне системы производится формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Информация с сервера ИВК может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
Формирование и передача данных участникам и инфраструктурным организациям оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронной цифровой подписью в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером БД по каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения электроэнергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УССВ, часы УСПД, сервера БД и счетчиков. Шкала времени УСПД синхронизирована с шкалой времени УССВ-2, сличение один раз в час, синхронизация осуществляется при расхождении шкалы времени белее ±1 с. УСПД осуществляет синхронизацию шкалы времени часов сервера БД и счетчиков. Сличение шкалы времени сервера БД и шкалы времени УСПД осуществляется при каждом обращении к УСПД, корректировка шкалы времени часов сервера БД осуществляется при расхождениии с шкалой времени УСПД более ±2 с. Сличение шкалы времени часов счетчиков с шкалой времени УСПД происходит не реже одного раза в сутки, корректировка шкалы времени часов счетчиков происходит при расхождении со шкалой времени УСПД более ±2 с.
Журналы событий УСПД, сервера БД и счетчиков отражают факты событий коррекции шкалы времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величину коррекции шкалы времени, на которое было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входят ПО счетчиков, ПО сервера ИВК, УСПД, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР» (ПО «АльфаЦЕНТР»).
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствут уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимая часть ПО прведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Другие идентификационные данные |
ac_metrology.dll |
Технические характеристики
Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав первого и второго уровней ИК | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1.1 |
Угличская ГЭС, ВЛ 220 кВ, Угличская ГЭС -Венера |
ТФЗМ 220Б-Ш У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 79525-20 |
VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 37847-08 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU 325 Рег. № 37288-08, УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
|
1.2 |
Угличская ГЭС, ВЛ 220 кВ, Угличская ГЭС -Вега |
ТФЗМ 220Б-Ш У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 79525-20 |
VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 37847-08 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
1.3 |
Угличская ГЭС, ВЛ 220 кВ, Угличская ГЭС -Ярославская |
SAS 245 кл.т 0,2 Ктт = 600/5 Рег. № 25121-03 |
VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 37847-08 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
1.4 |
Угличская ГЭС, ВЛ 220 кВ, Угличская ГЭС -Заря I цепь |
ТФЗМ 220Б-Ш У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 79525-20 |
VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 37847-08 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
1.5 |
Угличская ГЭС, ВЛ 220 кВ, Угличская ГЭС -Заря II цепь |
ТФЗМ 220Б-Ш У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 79525-20 |
VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 37847-08 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
1.14 |
Угличская ГЭС, ГРУ 13,8 кВ Г1Г |
ТЛШ-15 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 47957-11 |
UGE 17.5 кл.т 0,2 Ктн = (13800/^3)/(100/^3) Рег. № 25475-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1.15 |
Угличская ГЭС, ГРУ 13,8 кВ Г2Г |
ТЛШ-15 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 47957-11 |
UGE 17.5 кл.т 0,2 Ктн = (13800/^3)/(100/^3) Рег. № 25475-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU 325 Рег. № 37288-08, УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
|
1.40 |
Угличская ГЭС, ГРУ 13,8 кВ Р3Т |
ТПОЛ20 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 5716-76 |
ЗНОЛ-ЭК-15М2 кл.т 0,5 Ктн = (15000/V3)/(100/V3) Рег. № 47583-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
3.1 |
Рыбинская ГЭС, ВЛ-220 кВ Рыбинская ГЭС -Пошехонье № 1 |
SAS 245 кл.т 0,2 Ктт = 1200/5 Рег. № 25121-07 |
TEMP 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Рег. № 25474-03 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU 325 Рег. № 37288-08, УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
|
3.2 |
Рыбинская ГЭС, ВЛ-220 кВ Рыбинская ГЭС -Пошехонье № 2 |
SAS 245 кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 Рег. № 25121-07 |
TEMP 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Рег. № 25474-03 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
3.3 |
Рыбинская ГЭС, ВЛ-220 кВ Рыбинская ГЭС -Сатурн |
SAS 245 кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 Рег. № 25121-07 |
TEMP 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Рег. № 25474-03 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
3.4 |
Рыбинская ГЭС, ВЛ-220 кВ Рыбинская ГЭС -Венера |
SAS 245 кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 Рег. № 25121-07 |
TEMP 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Рег. № 25474-03 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
3.5 |
Рыбинская ГЭС, ВЛ 110 кВ Щербаковская 1 |
ТФЗМ 110Б-1 ХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 79525-20 |
НКФ-110-П-У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 76883-19 НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 14205-94 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3.6 |
Рыбинская ГЭС, ВЛ 110 кВ Щербаковская 2 |
ТФЗМ 110Б-1 ХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 79525-20 |
НКФ-110-П-У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 76883-19 НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 14205-94 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU 325 Рег. № 37288-08, УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
|
3.10 |
Рыбинская ГЭС, ЗРУ 13,8 кВ 1Г |
ТШЛ-20-1 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 64182-16 |
UGE 17.5 кл.т 0,2 Ктн = (13800/V3)/(100/V3) Рег. № 25475-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
3.11 |
Рыбинская ГЭС, ЗРУ 13,8 кВ 2Г |
ТШЛ-20-1 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 47957-11 |
UGE 17.5 кл.т 0,2 Ктн = (13800/V3)/(100/V3) Рег. № 25475-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
3.12 |
Рыбинская ГЭС, ЗРУ 13,8 кВ 3Г |
ТШЛ-20-1 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛ-ЭК-15 кл.т 0,2 Ктн = (13800/V3)/(100/V3) Рег. № 47583-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
3.13 |
Рыбинская ГЭС, ЗРУ 13,8 кВ 4Г |
ТШЛ-20-1 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 64182-16 |
UGE 17.5 кл.т 0,2 Ктн = (13800/V3)/(100/V3) Рег. № 55007-13 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
3.14 |
Рыбинская ГЭС, ЗРУ 13,8 кВ 5Г |
ТПЛ-20 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ-ЭК-15 кл.т 0,2 Ктн = (13800/V3)/(100/V3) Рег. № 47583-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
3.15 |
Рыбинская ГЭС, ЗРУ 13,8 кВ 6Г |
ТШЛ-20-1 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 21255-08 |
ЗНОЛ-ЭК-15 кл.т 0,2 Ктн = (13800/V3)/(100/V3) Рег. № 47583-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% <I изм<1 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1.14, 1.15, 3.2 - 3.4, 3.10, 3.11, 3.14, 3.15 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
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 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
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 | |
|
1.40, 3.5, 3.6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
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, 3.1, 3.12, 3.13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,2) |
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 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% <I изм<1 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1.14, 1.15, 3.2 - 3.4, 3.10, 3.11, 3.14, 3.15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
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 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,8 |
- |
±4,4 |
±2,5 |
±1,9 |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,7 |
±1,5 | |
|
1.40, 3.5, 3.6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,6 |
±2,1 |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
1.3, 3.1, 3.12, 3.13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,2) |
0,8 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,5 |
- |
±1,4 |
±0,9 |
±0,8 | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±Д), с
5
Примечания:
1 Погрешность измерений электрической энергии 51(2)%р и 5i(2)%q для cos9=1,0 нормируется от Ii%, погрешность измерений 51(2)%р и 5i(2)%q для cos9<1,0 нормируется от 12%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 В качестве характеристик относительной погрешности измерений электроэнергии и средней мощности указаны границы интервала, соответствующее доверительной вероятности, равной 0,95.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ-2 на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
5 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная.
Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия применения: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C - для счетчиков активной и реактивной энергии |
от 99 до 101 от 1 до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц |
от 90 до 110 от 1 до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 |
|
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - УСПД - УССВ-2 |
от -40 до +50 от +10 до +30 от -10 до +60 от -10 до +55 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УССВ-2: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
74500 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД RTU-325: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
40000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
ИВК: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии Альфа А1800: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, |
300 |
|
УСПД RTU-325: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
Защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования
электронной цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 220Б-Ш У1 |
12 |
|
Трансформаторы тока шинные |
ТЛШ-15 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ20 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
SAS 245 |
15 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 110Б-1 ХЛ1 |
6 |
|
Трансформаторы тока проходные |
ТПЛ-20 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ-20-1 |
15 |
|
Трансформаторы напряжения емкостные |
VCU-245 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-ЭК-15М2 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения емкостные |
TEMP 245 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-П-У1 |
5 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
UGE 17.5 |
15 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-ЭК-15 |
9 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1802RAL-P4G-DW-4 |
20 |
|
Сервер БД |
HP ProLiant DL20 Gen9 |
1 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325 |
2 |
|
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
2 |
|
ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-3935-500-2016 |
1 |
|
Паспорт - формуляр |
БЕКВ.422231.091.ПФ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС».
Нормативные документы
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
Смотрите также
