Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "РусГидро" - "Новосибирская ГЭС"
| Номер в ГРСИ РФ: | 80048-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Филиал ПАО "РусГидро" - "Новосибирская ГЭС), г. Красноярск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС» предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 80048-20 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "РусГидро" - "Новосибирская ГЭС" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | c6370e20-5d8a-755d-0608-c59dc05f4a5b | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
Филиал публичного акционерного общества "РусГидро" - "Новосибирская ГЭС" (Филиал ПАО "РусГидро" - "Новосибирская ГЭС"), г. Красноярск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 14.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
80048-20: Описание типа
2024-80048-20.pdf
|
Скачать | 139.2 КБ | |
|
80048-20: Методика поверки
2024-mp80048-20.pdf
|
Скачать | 1.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) и каналообразующую аппаратуру.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ со специализированным программным обеспечением (СПО), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) и каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. 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. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как средние мгновенных значений на интервале усреднения 30 мин. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов 30 мин.
Цифровой сигнал со счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер БД АИИС КУЭ.
Сервер АИИС КУЭ осуществляет опрос УСПД, расположенного на объекте. На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и передача полученной информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» Новосибирское РДУ, ПАО «РусГидро» и прочим заинтересованным организациям. По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированные средства контроля работы и выполняется оформление справочных и отчетных документов. Полученные данные и результаты измерений используются для оперативного управления энергопотреблением на гидроэлектростанции.
АИИС КУЭ осуществляет обмен полученной информацией с АИИС КУЭ утвержденных типов организаций-участников оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), получаемой в виде XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ. Формирование и передача макетов в ПАК КО АО «АТС» и прочим участникам ОРЭМ осуществляется ежедневно на ИВК по электронной почте с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и в АИИС КУЭ утвержденных типов смежных субъектов с использованием электронной подписи (ЭП) субъекта ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с помощью УССВ на основе приемника сигналов глобальных спутниковых систем позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Сервер сбора ИВК не реже раза в час сличает и синхронизирует свои часы от УССВ. УСПД не реже раза в сутки сличает свои часы с часами сервера сбора ИВК и синхронизирует при расхождении 1 с и более. При каждом сеансе связи происходит сравнение часов УСПД и счетчиков. Коррекция часов счетчиков происходит от УСПД при расхождении 1 с и более. Факты коррекции внутренних часов с фиксацией даты и времени до и после коррекции и величины коррекции часов счетчика, УСПД и сервера отражаются в их журналах событий.
Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер 1. Заводской номер АИИС КУЭ и сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ, указаны в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит специализированное ПО сервера сбора и сервера БД АИИС КУЭ ПО «Пирамида 2000». Программное обеспечение счетчиков, УСПД, сервера сбора и сервера БД после настройки обеспечивает защиту от несанкционированного конфигурирования. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, считывания из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и базы данных. Средством защиты данных при передаче на всех этапах является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами СПО. Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1:
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Пирамида 2000» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование программного модуля ПО |
metrology.dll - общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Наименование программного модуля ПО |
сalcClients.dll - модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Наименование программного модуля ПО |
са1сЬеакаде^11 - модуль расчета небаланса энергии/мощности |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
|
Наименование программного модуля ПО |
сalcLosses.dll - модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Наименование программного модуля ПО |
рагзеВт.ёИ - модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Наименование программного модуля ПО |
рагаеХЕСЛП - модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c391d64271acf4055bb2a4d3fe 1f8f48 |
|
Наименование программного модуля ПО |
рarseModbus.dU - модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Наименование программного модуля ПО |
рarsePiramida.dll - модуль обработки значений физических величин, передаваемых ПО Пирамида |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
|
Наименование программного модуля ПО |
synchroNSI.dll - модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Наименование программного модуля ПО |
verifyTime.dll - модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
|
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода |
MD5 |
Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных от преднамеренных изменений являются:
- средства обнаружения и фиксации событий, изменений, ошибок (журнал событий);
- средства управления доступом и правами пользователей (пароли);
- средства проверки целостности ПО (несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);
- средства защиты на физическом уровне (пломбирование).
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«средний» (по Р 50.2.077-2014).
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4:
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Номер
Наименование ИК
Новосибирская ГЭС, Г1 13,8 кВ
Новосибирская ГЭС, Г2 13,8 кВ
Новосибирская ГЭС, Г3 13,8 кВ
4 Новосибирская ГЭС, 4 Г4 13,8 кВ
5 Новосибирская ГЭС, 5 Г5 13,8 кВ
Новосибирская ГЭС, Г6 13,8 кВ
Новосибирская ГЭС, Г7 13,8 кВ
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ,
8 С1Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС -
__Инская I цепь (К-13) Новосибирская ГЭС,
ОРУ-110 кВ,
9 С2Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС -Инская II цепь (К-14) Новосибирская ГЭС,
ОРУ-110 кВ, С1Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС -
Тулинская I цепь с отпайкой на ПС Залив
|
Измерительные компоненты | ||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
|
GSR КТ 0,2 Ктт 4000/5 Рег. № 25477-08 |
UGE КТ 0,2 Ктн 13800/^3/100/^3 Рег. № 25475-11 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
|
ТВ-ЭК КТ 0,2 Ктт 4000/5 Рег. № 39966-10 |
ЗНОЛ-ЭК-10 КТ 0,2 Ктн 13800/^3/100/^3 Рег. № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
|
ТВ-ЭК КТ 0,2 Ктт 4000/5 Рег. № 39966-10 |
ЗНОЛ-ЭК-15 КТ 0,2 Ктн 13800/^3/100/^3 Рег. № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
|
ТВ-ЭК КТ 0,2 Ктт 4000/5 Рег. № 39966-10 |
ЗНОЛ-ЭК-10 КТ 0,2 Ктн 13800/^3/100/^3 Рег. № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
|
ТВ-ЭК КТ 0,2 Ктт 4000/5 Рег. № 39966-10 |
ЗНОЛ-ЭК-15 КТ 0,2 Ктн 13800/^3/100/^3 Рег. № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
|
ТВ-ЭК КТ 0,2 Ктт 4000/5 Рег. № 39966-10 |
TJC КТ 0,2 Ктн 13800/^3/100/^3 Рег. № 51637-12 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
|
ТВ-ЭК КТ 0,2 Ктт 4000/5 Рег. № 39966-10 |
TJC КТ 0,2 Ктн 13800/^3/100/^3 Рег. № 51637-12 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
|
VIS WI КТ 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 72-800 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
|
VIS WI КТ 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 72-800 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
|
VIS WI КТ 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 72-800 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
УСПД/ УССВ
СИКОН С10 рег. № 21741-03
УСВ-3 рег. № 51644-12
Номер
Наименование ИК
Измерительные компоненты
УСПД/ УССВ
ТТ
ТН
Счётчик
|
11 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С2Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС -Тулинская II цепь с отпайкой на ПС Залив |
VIS WI КТ 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 72-800 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
|
12 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С1Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС -Тулинская III цепь с отпайками (К-17) |
VIS WI КТ 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 72-800 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
|
13 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С2Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС -Тулинская IV цепь с отпайками (К-18) |
VIS WI КТ 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 72-800 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
|
14 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С1Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС -Ордынская I цепь с отпайками (З-27) |
VIS WI КТ 0,2S Ктт 750/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 72-800 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
|
15 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С2Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС -Ордынская II цепь с отпайками (З-28) |
VIS WI КТ 0,2S Ктт 750/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 72-800 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
|
16 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С1Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС -Научная II цепь с отпайками (Ю-2) |
VIS WI КТ 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 72-800 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
|
17 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С2Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Научная I цепь с отпайками (Ю-1) |
VIS WI КТ 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 72-800 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
|
18 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ - 110 кВ, ШСВ1 |
VIS WI КТ 0,2S Ктт 750/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 72-800 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
|
19 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ - 110 кВ, ШСВ2 |
VIS WI КТ 0,2S Ктт 750/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 72-800 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С10 рег. № 21741-03
УСВ-3 рег. № 51644-12
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД/ УССВ | ||
|
20 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-220 кВ, Ш3 220, КВЛ 220 кВ Новосибирская ГЭС -Научная |
TG КТ 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 30489-09 |
TCVT КТ 0,2 Ктн 220000/^3/100/^3 Рег. № 57418-14 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
|
21 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-220 кВ, Ш4 220, ВЛ 220 кВ Новосибирская ГЭС -Тулинская(256) |
TG КТ 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 30489-09 |
TCVT КТ 0,2 Ктн 220000/^3/100/^3 Рег. № 57418-14 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
|
22 |
Новосибирская ГЭС, КРУ-6 кВ, С2Ш 6, яч. 34, КВЛ 6 кВ Новосибирская ГЭС -Шлюз |
ТЛО-10 КТ 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛП КТ 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | |
|
Примечания: 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице, при условии, что предприятие-Владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик. 2. Допускается замена УСПД на аналогичный утвержденного типа (СИКОН серии С). 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Допускается изменение наименований ИК. 5. Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-Владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±Аэсн, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±Азумм, % |
|
1 - 7 |
активная |
0,5 |
1,4 |
|
(ТТ 0,2; ТН 0,2; счетчик 0,2S/0,5) |
реактивная |
1,1 |
2,4 |
|
8 - 21 |
активная |
0,5 |
1,4 |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; счетчик 0,2S/0,5) |
реактивная |
1,1 |
2,4 |
|
22 |
активная |
1,2 |
3,0 |
|
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; счетчик 0,5S/0,5) |
реактивная |
2,4 |
4,9 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ At , с ±5,0 | |||
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±&сн, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ± Д-УММ, % | |
|
Примечания: 1. Характеристики погрешности |
ИК даны для |
измерений 30-минутных приращений | ||
|
электроэнергии и средней мощности. 2. В качестве показателей точности указаны |
границы допускаемой относительной | |||
|
погрешности при доверительной вероятности 0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях указана при |
cos^=0,8инд (sin ф=0,6), I=0,02(0,05)-1ном | |||
|
и колебаниях температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в процессе | ||||
|
выполнения измерений от 0 до плюс 40 |
°C. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
22 |
|
Нормальные условия: - параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
- коэффициент мощности cos ф |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
|
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,05 |
|
Рабочие условия эксплуатации: - параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5инд до 0,8емк |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения: | |
|
- ТТ и ТН, оС |
от -40 до +40 |
|
- счетчиков, оС |
от -40 до +55 |
|
- УСПД, оС |
от -10 до +50 |
|
- УССВ, оС |
от -25 до +60 |
|
- сервера, оС |
от +15 до +25 |
|
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
|
- для электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М |
220000 |
|
- для электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 |
140000 |
|
- для электросчетчиков СЭТ-4ТМ.02.2-13 |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
|
- для УСПД СИКОН С10 |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УССВ: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
сервер: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Глубина хранения информации счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
100 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
УСПД: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях, сут, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера, УСПД с помощью источника бесперебойного питания (ИБП), а счетчиков с помощью дополнительного питания; резервирование каналов связи от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи - резервный интерфейс RS-485/232); резервирование информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и средств контроля зависания. Информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте, по резервным каналам связи;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность съема информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на счетчике);
- наличие ЗИП, эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчиков, промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения, испытательных коробок счетчиков, УСПД и сервера БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Кол-во, шт. |
|
Трансформаторы тока |
TG |
6 |
|
VIS WI |
36 | |
|
GSR |
3 | |
|
ТВ-ЭК |
18 | |
|
ТЛО-10 |
3 | |
|
Трансформаторы напряжения |
TCVT |
6 |
|
СРВ 72-800 |
9 | |
|
TJC |
6 | |
|
UGE |
3 | |
|
ЗНОЛ-ЭК-15 |
6 | |
|
ЗНОЛ-ЭК-10 |
6 | |
|
ЗНОЛП |
3 | |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
7 |
|
СЭТ-4ТМ.03М |
14 | |
|
СЭТ-4ТМ.02.2-13 |
1 |
|
Наименование |
Обозначение |
Кол-во, шт. |
|
Контроллер сетевой индустриальный |
СИКОН С10 |
3 |
|
Устройство синхолнизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
1 |
|
Сервер сбора, сервер БД |
- |
2 |
|
Паспорт-формуляр АИИС КУЭ |
121657.422222.002.ФО |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС», аттестованном ООО «Комплексные энергетические решения», аттестат об аккредитации № RA.RU.312835 от 29.11.2019.
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
