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" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 1 |
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 | 5 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 80048-20: Описание типа СИ | Скачать | 488.4 КБ | |
| 80048-20: Методика поверки МП-03-2019-20 | Скачать | 897.8 КБ |
Описание типа
Назначение
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.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из трех 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени, и технические средства приема-передачи данных;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), работающий под управлением программного обеспечения «Пирамида». Для передачи данных от УСПД на уровень ИВК в сервер используются проводные линии связи (RS-485, RS-232). Данные из сервера передаются на хранение в сервер базы данных по локальной вычислительный сети (ЛВС) филиала ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС», построенных на базе технологии Fast Ethernet. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи автоматизированных рабочих мест оператора, установленных в соответствующих службах филиала ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС». Данные с сервера и сервера баз данных передаются по ЛВС филиала ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС» с применением технологии клиент-сервер. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных «ИКМ-Пирамида» и сервера базы данных.
ИИК, ИВКЭ, 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.
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов
измерений;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- передачу результатов измерений в ИВК.
- синхронизацию (коррекцию) времени в УСПД и коррекцию времени в счетчиках;
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- 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;
- синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в
счетчиках электроэнергии и УСПД;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения
параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
Синхронизация АИИС КУЭ обеспечивается станционной системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, всех УСПД и сервера и имеет нормированную точность. Коррекция системного времени осуществляется, не реже одного раза в сутки, по протоколу SNTP от дублированных серверов точного времени ССВ-1Г, Коммуникация ИВК с СОЕВ осуществляется по ЛВС филиала.
Коррекция времени счетчиков и УСПД производится автоматически при рассогласовании с системным временем более чем на ±1с.
Программное обеспечение
В ИВК используется программное обеспечение из состава системы информационноизмерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Метрологически значимая часть программного обеспечения и ее идентификационные признаки приведены в таблице 1
Таблица 1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
Окончание таблицы 1
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b 1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a132f |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c3 91 d64271 acf405 5bb2a4d3fe 1f8f48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Программное обеспечение имеет защиту от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствующую уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
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 |
УСПД, СОЕВ, Сервер, |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Новосибирская ГЭС, Г1 |
GSR Кл.т. 0,2 Ктт = 4000/5 Рег. № 25477-08 |
UGE Кл.т. 0,2 Ктн = 13800/^3/100/^3 Рег. № 25475-11 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Сикон С10, Рег. № 2174103, ССВ-1Г, Рег. № 58301-14, сервер с ПО «Пирамида» |
|
2 |
Новосибирская ГЭС, Г2 |
ТВ-ЭК Кл.т. 0,2 Ктт = 4000/5 Рег. № 39966-10 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 13800/^3/100/^3 Рег. № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
Новосибирская ГЭС, Г3 |
ТВ-ЭК Кл.т. 0,2 Ктт = 4000/5 Рег. № 39966-10 |
ЗНОЛ-ЭК-15 Кл.т. 0,2 Ктн = 13800/^3/100/^3 Рег. № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Сикон С10, Рег. № 2174103, ССВ-1Г, Рег. № 58301-14, сервер с ПО «Пирамида» |
|
4 |
Новосибирская ГЭС, Г4 |
ТВ-ЭК Кл.т. 0,2 Ктт = 4000/5 Рег. № 39966-10 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 13800/^3/100/^3 Рег. № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
5 |
Новосибирская ГЭС, Г5 |
ТВ-ЭК Кл.т. 0,2 Ктт = 4000/5 Рег. № 39966-10 |
ЗНОЛ-ЭК-15 Кл.т. 0,2 Ктн = 13800/^3/100/^3 Рег. № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
6 |
Новосибирская ГЭС, Г6 |
ТВ-ЭК Кл.т. 0,2 Ктт = 4000/5 Рег. № 39966-10 |
TJC Кл.т. 0,2 Ктн = 13800/^3/100/^3 Рег. № 51637-12 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
7 |
Новосибирская ГЭС, Г7 |
ТВ-ЭК Кл.т. 0,2 Ктт = 4000/5 Рег. № 39966-10 |
TJC Кл.т. 0,2 Ктн = 13800/^3/100/^3 Рег. № 51637-12 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
8 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С1Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Инская I цепь (К-13) |
VIS WI Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | |
|
9 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С2Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Инская II цепь (К-14) |
VIS WI Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | |
|
10 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С1Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Тулинская I цепь (К-15) |
VIS WI Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
11 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С2Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Тулинская II цепь (К-16) |
VIS WI Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
Сикон С10, Рег. № 2174103, ССВ-1Г, Рег. № 58301-14, сервер с ПО «Пирамида» |
|
12 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С1Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Тулинская III цепь с отпайками (К-17) |
VIS WI Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | |
|
13 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С2Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Тулинская IV цепь с отпайками (К-18) |
VIS WI Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | |
|
14 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С1Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Ордынская I цепь с отпайками (З-27) |
VIS WI Кл.т. 0,2S Ктт = 750/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | |
|
15 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С2Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Ордынская II цепь с отпайками (З-28) |
VIS WI Кл.т. 0,2S Ктт = 750/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | |
|
16 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С1Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Научная II цепь с отпайками (Ю-2) |
VIS WI Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
Окончание таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
17 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, С2Ш1 110, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Научная I цепь с отпайками (Ю-1) |
ТВ-110/50 Кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 3190-72 |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
Сикон С10, Рег. № 2174103, ССВ-1Г, Рег. № 58301-14, сервер с ПО «Пирамида» |
|
18 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ -110 кВ, ШСВ1 |
VIS WI Кл.т. 0,2S Ктт = 750/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | |
|
19 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ -110 кВ, ШСВ2 |
VIS WI Кл.т. 0,2S Ктт = 750/5 Рег. № 37750-08 |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | |
|
20 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-220 кВ, Ш3 220, ВЛ 220 кВ Новосибирская ГЭС - Научная (255) |
ТВ-220 Кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 20644-05 |
СРВ 245 Кл.т. 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | |
|
21 |
Новосибирская ГЭС, ОРУ-220 кВ, Ш4 220, ВЛ 220 кВ Новосибирская ГЭС - Тулинская (256) |
ТВ-220 Кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 20644-05 |
СРВ 245 Кл.т. 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | |
|
22 |
Новосибирская ГЭС, КРУ 6 кВ, С2Ш 6, яч. №34, Шлюз |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛП Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 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 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2Допускается замена устройства сбора и передачи данных, устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
I2< I изм<1 5 |
Ъ< I изм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
5woa % |
6wqP % |
5woa % |
6wqP % |
5woa % |
6woP % |
5woa % |
6woP % | ||
|
1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 |
0,50 |
- |
- |
±2,0 |
±1,5 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,9 |
±0,8 |
|
0,80 |
- |
- |
±1,3 |
±2,0 |
±0,8 |
±1,1 |
±0,6 |
±1,0 | |
|
0,87 |
- |
- |
±1,2 |
±2,2 |
±0,7 |
±1,3 |
±0,6 |
±1,1 | |
|
1,00 |
- |
- |
±0,9 |
- |
±0,6 |
- |
±0,5 |
- | |
|
8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 18, 19 |
0,50 |
±2,1 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,8 |
±1,1 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,2 |
|
0,80 |
±1,5 |
±2,2 |
±1,3 |
±1,9 |
±0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±1,3 | |
|
0,87 |
±1,5 |
±2,4 |
±1,3 |
±2,0 |
±0,8 |
±1,4 |
±0,8 |
±1,4 | |
|
1,00 |
±1,4 |
- |
±0,8 |
- |
±0,7 |
- |
±0,7 |
- | |
|
17, 20, 21 |
0,50 |
- |
- |
±5,4 |
±2,9 |
±2,8 |
±1,7 |
±2,0 |
±1,4 |
|
0,80 |
- |
- |
±3,0 |
±4,5 |
±1,6 |
±2,4 |
±1,2 |
±1,9 | |
|
0,87 |
- |
- |
±2,6 |
±5,5 |
±1,4 |
±2,9 |
±1,1 |
±2,2 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- | |
|
22 |
0,50 |
±4,9 |
±2,7 |
±3,1 |
±2,1 |
±2,3 |
±1,5 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,80 |
±2,7 |
±4,1 |
±1,9 |
±2,9 |
±1,4 |
±2,1 |
±1,4 |
±2,1 | |
|
0,87 |
±2,4 |
±5,0 |
±1,8 |
±3,3 |
±1,2 |
±2,4 |
±1,2 |
±2,4 | |
|
1,00 |
±1,9 |
- |
±1,2 |
- |
±1,0 |
- |
±1,0 |
- | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
Ь< I изм< 5 |
I5< I изм< 20 |
I20< I изм< 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
5wa % |
6wp % |
5wa % |
6wp % |
5wa % |
6wp % |
5wa % |
6wp % | ||
|
1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 |
0,50 |
- |
- |
±2,1 |
±2,0 |
±1,3 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,6 |
|
0,80 |
- |
- |
±1,4 |
±2,4 |
±0,9 |
±1,8 |
±0,8 |
±1,7 | |
|
0,87 |
- |
- |
±1,3 |
±2,6 |
±0,9 |
±1,9 |
±0,8 |
±1,7 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,0 |
- |
±0,6 |
- |
±0,6 |
- | |
|
8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 18, 19 |
0,50 |
±2,5 |
±3,2 |
±2,1 |
±3,2 |
±1,7 |
±2,9 |
±1,7 |
±2,9 |
|
0,80 |
±2,0 |
±3,4 |
±1,9 |
±3,3 |
±1,6 |
±3,0 |
±1,6 |
±3,0 | |
|
0,87 |
±2,0 |
±3,5 |
±1,9 |
±3,3 |
±1,6 |
±3,0 |
±1,6 |
±3,0 | |
|
1,00 |
±1,9 |
- |
±1,1 |
- |
±1,1 |
- |
±1,1 |
- | |
|
17, 20, 21 |
0,50 |
- |
- |
±5,6 |
±3,9 |
±3,1 |
±3,1 |
±2,4 |
±3,0 |
|
0,80 |
- |
- |
±3,3 |
±5,2 |
±2,1 |
±3,6 |
±1,8 |
±3,2 | |
|
0,87 |
- |
- |
±3,0 |
±6,1 |
±2,0 |
±3,9 |
±1,7 |
±3,4 | |
|
1,00 |
- |
- |
±2,0 |
- |
±1,3 |
- |
±1,2 |
- | |
|
22 |
0,50 |
±5,1 |
±3,7 |
±3,4 |
±3,4 |
±2,6 |
±3,1 |
±2,6 |
±3,1 |
|
0,80 |
±3,0 |
±4,9 |
±2,3 |
±3,9 |
±1,9 |
±3,4 |
±1,9 |
±3,4 | |
|
0,87 |
±2,8 |
±5,6 |
±2,2 |
±4,3 |
±1,8 |
±3,6 |
±1,8 |
±3,6 | |
|
1,00 |
±2,3 |
- |
±1,4 |
- |
±1,3 |
- |
±1,3 |
- | |
|
Допускаемая погрешность СОЕВ ±5 с/сутки. | |||||||||
|
Примечание: I2 - сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ; I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ; I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ; L-'.u -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; 5woa - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 6woP - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; | |||||||||
6WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
6WP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
22 |
|
Нормальные условия: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - 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 и УСПД - для сервера |
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 Счетчики: - 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;
- резервный сервер с установленным специализированным ПО;
- резервирование каналов связи между уровнями ИВКЭ и ИВК и между ИВК и внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Ведение журналов событий:
- счётчика, с фиксированием событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения по каждой фазе;
- 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 УСПД.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра 121657.422222.001 .ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-ЭК |
18 |
|
Трансформаторы тока |
GSR |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-110/50 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
VIS WI |
33 |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-220 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
TJC |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-ЭК-15 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
СРВ 245 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
СРВ 123 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-ЭК-10 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
UGE |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП |
3 |
|
Счетчики |
СЭТ-4ТМ.03 |
7 |
|
Счетчики |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 |
15 |
|
УСПД |
Сикон С10 |
3 |
|
СОЕВ |
ССВ-1Г |
2 |
|
ИВК, сервер с ПО |
«Пирамида» |
1 |
|
Формуляр |
121657.422222.001.ФО |
1 |
|
Методика поверки |
Mn-271-RA.RU.310556-2020 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу Mn—271-RA.RU.310556-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС». Методика поверки», утвержденному ЗападноСибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ» 13.07.2020 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 5646514);
- для поверки измерительных компонентов, входящих в состав АИИС КУЭ применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» -«Новосибирская ГЭС»» Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
