Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснополянская ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго"
| Номер в ГРСИ РФ: | 72152-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 72152-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснополянская ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 529.3 |
Производитель / Заявитель
АО "РЭС Групп", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 72152-18: Описание типа СИ | Скачать | 107 КБ | |
| 72152-18: Методика поверки МП 206.1-121-2018 | Скачать | 3.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. 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 входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер, с периодичностью один раз в 30 минут, по сети Ethernet (основной канал) или по сети GSM (резервный канал) опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них получасовые значения электроэнергии, показания счетчиков на 0 часов, энергию за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных. АРМ (в составе ЦСОИ энергосбытовой организации), подключенный через сеть интернет к ИВК АИИС КУЭ Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго», в автоматическом режиме, с использованием ЭП, раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±10 мкс. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±90 мс.
Для ИК № 1 - 11, 17 коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени сервера БД более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени сервера БД не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Для ИК № 12 - 16 Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и часов сервера БД более чем на ±2 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО Пирамида 2000 версии не ниже 3.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО Пирамида 2000 обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО Пирамида 2000.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационные наименования |
CalcClients.dll |
|
модулей ПО |
CalcLeakage.dll CalcLosses.dll Metrology.dll ParseBin.dll ParseIEC.dll ParseModbus.dll ParsePiramida.dll SynchroNSI.dll VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэне ргии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешно сть, % |
Погрешн ость в рабочих условиях , % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Краснополянская ГЭС | ||||||||
|
1 |
Краснополянская ГЭС, ГГ-1 6 кВ |
ТПОЛ-10М-3 УХЛ2 Кл. т. 0,5 1000/5 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 |
EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
2 |
Краснополянская ГЭС, ГГ-2 6 кВ |
ТПОЛ-10М-3 УХЛ2 Кл. т. 0,5 1000/5 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 |
EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
3 |
Краснополянская ГЭС, ГГ-3 6 кВ |
ТПОЛ-10М-3 УХЛ2 Кл. т. 0,5 1000/5 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 |
EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
4 |
Краснополянская ГЭС, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, КЛ 110кВ Краснополянская ГЭС - Поселковая |
ТАТ Кл. т. 0,2S 600/5 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,6 | |
|
5 |
Краснополянская ГЭС, ОРУ-110кВ, 2 СШ-110кВ, КЛ 110кВ Краснополянская ГЭС - Лаура |
ТАТ Кл. т. 0,2S 600/5 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,6 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
6 |
Краснополянская ГЭС, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Краснополянская ГЭС -Хоста с отпайками |
ТАТ Кл. т. 0,2S 600/5 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 |
EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,6 |
±2,2 ±4,1 |
|
7 |
Краснополянская ГЭС, ОРУ-110кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Краснополянская ГЭС -Бытха с отпайками |
ТАТ Кл. т. 0,2S 600/5 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 |
EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,6 |
±2,2 ±4,1 | |
|
8 |
Краснополянская ГЭС, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.№4, КЛ-10 кВ, ф. "ТРП-16-I |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 600/5 |
НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл. т. 0,5 10000/100 |
A1805RALQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 | |
|
9 |
Краснополянская ГЭС, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10кВ, яч. №7, КЛ-10 кВ, РП-103н-1 |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 600/5 |
НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл. т. 0,5 10000/100 |
A1805RALQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 | |
|
10 |
Краснополянская ГЭС, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10кВ, яч. № 8, КЛ-10кВ, РП-10Зн-П |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 600/5 |
НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл. т. 0,5 10000/100 |
A1805RALQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
11 |
Краснополянская ГЭС, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10кВ, яч. №11,КЛ-10кВ, ф. "ТРП-16-П” |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 600/5 |
НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл. т. 0,5 10000/100 |
A1805RALQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
12 |
Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ, ф.«ПЛОТИНА СН», РУ-0,4 кВ, ТП-К5н |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 |
- |
A1805RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
|
13 |
Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ, ф.«ПЛОТИНА ХН» РУ-0,4 кВ, ТП-К5н |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 150/5 |
- |
A1805RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 | |
|
14 |
Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ, ф. "БСР СН", РУ-0,4 кВ, ТП-К6 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5S 50/5 |
- |
A1805RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 | |
|
15 |
Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ, ф. "БСР ХН", РУ- 0,4 кВ, ТП-К6 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 150/5 |
- |
A1805RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 | |
|
16 |
Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ, ф. "Напорный бассейн", РУ-0,4кВ, ТП-К4 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 30/5 |
- |
A1805RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 | |
|
17 |
Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ, ф. "Малая ГЭС", РУ-0,4 кВ, ТП-К6 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 |
- |
EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд, I = 0,02(0,05)1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 17 от 0 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на аналогичные утвержденного типа. Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
17 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: |
от -40 до +65 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика EA05RAL-B-4 |
80000 |
|
для электросчетчика A18O2RALXQ-P4GB-DW-4 |
120000 |
|
для электросчетчика A18O2RALQ-P4GB-DW-4 |
120000 |
|
для электросчетчика A18O5RALQV-P4GB-DW-4 |
120000 |
|
для электросчетчика A18O5RALXQV-P4GB-DW-4 |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД СИКОН С70 |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
114 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
45 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована). 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 учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег № |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10М-3 УХЛ2 |
47958-11 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТАТ |
29838-05 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 |
32139-11 |
12 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
47176-11 |
12 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
50733-12 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
20186-05 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
26452-06 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
24218-13 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАЛИ-СЭЩ-10-1 |
38394-08 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
EA05RAL-B-4 |
16666-07 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RALQV-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
4 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RALXQV-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
5 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С70 |
28822-05 |
3 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-09 |
1 |
|
Программное обеспечение |
Пирамида 2000 |
- |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-121-2018 |
- |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.526 ПФ |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-121-2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «15» июня 2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измериетльные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измериетльные трансформаторы напряжения
35.. .330/^3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков EA05RAL-B-4 - по документу «Многофункциональный многопроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2005 г.;
- УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.09 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
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) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
«Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
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
