Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Северо-Западная ТЭЦ им. А. Г. Бориса" АО "Интер РАО - Электрогенерация"
| Номер в ГРСИ РФ: | 81305-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО управляющая компания "РусЭнергоМир", г.Новосибирск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Северо-Западная ТЭЦ им. А. Г. Бориса» 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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 81305-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Северо-Западная ТЭЦ им. А. Г. Бориса" АО "Интер РАО - Электрогенерация" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 1 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью Управляющая компания "Рус-ЭнергоМир" (ООО УК "РусЭнерго-Мир"), г. Новосибирск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 81305-21: Описание типа СИ | Скачать | 477.3 КБ | |
| 81305-21: Методика поверки МП-324-RA.RU.310556-2020 | Скачать | 4.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Северо-Западная ТЭЦ им. А. Г. Бориса» 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), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения из состава ПК «Энергосфера». ИВК включает в себя каналообразующую аппаратуру, серверы (основной и резервный) 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.
ИВК 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 серверах и 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 автоматический 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 форматах 80020, 80030 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 наземного канала связи Ethernet для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
- посредством наземного 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 серверов и счетчиков. Сервера получают шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от устройства синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (УССВ). Синхронизация часов серверов с УССВ происходит при расхождении времени более чем на ±1 с. При каждом опросе счетчиков сервер 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 серверов
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 ИВК используется программное обеспечение ПК «Энергосфера». Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «средний». Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2b b7814b |
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 |
ОРУ-110 кВ, В Лхт-7 |
IMB 145 Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 Рег. № 47845-11 |
CPB 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Метроном версии 300, Рег. №740 18-19; Сервера ПК «Энер гос-фера» |
|
2 |
ОРУ-110 кВ, В Лхт-4 |
IMB 145 Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 Рег. № 47845-11 |
CPB 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
3 |
ОРУ-110 кВ, В 110 кВ ТСНР-1 |
IMB 145 Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 Рег. № 47845-11 |
CPB 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
4 |
ОРУ-330 кВ, В Л-473/Т-3 |
ВСТ Кл.т. 0,2 Ктт = 1500/1 Рег. № 17869-98 |
НКФ-М Кл.т. 0,5 Ктн = 330000/^3/100/^3 Рег. № 26454-04 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
5 |
ОРУ-330 кВ, В Л-417/Т-2 |
ВСТ Кл.т. 0,2 Ктт = 1500/1 Рег. № 17869-05 |
НКФ-М Кл.т. 0,5 Ктн = 330000/^3/100/^3 Рег. № 26454-04 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
6 |
ОРУ-330 кВ, В Л-473/Т-5 |
ВСТ Кл.т. 0,2 Ктт = 1500/1 Рег. № 17869-05 |
НКФ-М Кл.т. 0,5 Ктн = 330000/^3/100/^3 Рег. № 26454-04 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ОРУ-330 кВ, В Л-417/Т-4 |
ВСТ Кл.т. 0,2 Ктт = 1500/1 Рег. № 17869-98 |
НКФ-М Кл.т. 0,5 Ктн = 330000/^3/100/^3 Рег. № 26454-04 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Метроном версии 300, Рег. №740 1819; Сервера ПК «Энер гос-фера» |
|
8 |
ОРУ-330 кВ, В Л-477/Т-6 |
ВСТ Кл.т. 0,2 Ктт = 2000/1 Рег. № 17869-05 |
НКФ-330 Кл.т. 0,5 Ктн = 330000/^3/100/^3 Рег. № 2939-72 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
9 |
ОРУ-330 кВ, В Л-477/Л-476 |
ВСТ Кл.т. 0,2 Ктт = 2000/1 Рег. № 17869-98 |
НКФ-330 Кл.т. 0,5 Ктн = 330000/^3/100/^3 Рег. № 2939-72 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
10 |
ОРУ-330 кВ, В Л-476/Т-8 |
ВСТ Кл.т. 0,2 Ктт = 1500/1 Рег. № 17869-98 |
НКФ-330 Кл.т. 0,5 Ктн = 330000/^3/100/^3 Рег. № 2939-72 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
11 |
15,75 кВ, В Г-1 |
GSR Кл.т. 0,2 Ктт = 10000/5 Рег. № 25477-08 |
UGE Кл.т. 0,2 Ктн = 15750/^3/100/^3 Рег. № 25475-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
12 |
15,75 кВ, В Г-2 |
GSR Кл.т. 0,2 Ктт = 10000/5 Рег. № 25477-08 |
UGE Кл.т. 0,2 Ктн = 15750/^3/100/^3 Рег. № 25475-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
13 |
15,75 кВ, В Г-3 |
GSR Кл.т. 0,2 Ктт = 10000/5 Рег. № 25477-08 |
UGE Кл.т. 0,2 Ктн = 15750/^3/100/^3 Рег. № 25475-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Окончание таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
14 |
15,75 кВ, В Г-4 |
GSR Кл.т. 0,2S Ктт = 10000/5 Рег. № 25477-03 |
UGE Кл.т. 0,2 Ктн = 15750/^3/100/^3 Рег. № 25475-11 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Метроном версии 300, Рег. №740 18-19; Сервера ПК «Энер гос-фера» |
|
15 |
15,75 кВ, В Г-5 |
GSR Кл.т. 0,2S Ктт = 10000/5 Рег. № 25477-03 |
UGE Кл.т. 0,2 Ктн = 15750/^3/100/^3 Рег. № 25475-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
16 |
15,75 кВ, В Г-6 |
GSR Кл.т. 0,2S Ктт = 10000/5 Рег. № 25477-03 |
UGE Кл.т. 0,2 Ктн = 15750/^3/100/^3 Рег. № 25475-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
17 |
РУ-6 кВ, яч. 10ВВВ20 |
ТОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 47959-11 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 | |
|
18 |
РУ-6 кВ, яч. 20ВВА11 |
ТОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 47959-11 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20 |
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. 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 |
I5< I изм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
5weA % |
OW.P % |
5weA % |
OW.P % |
5weA % |
5weP % |
5weA % |
5weP % | ||
|
11, 12, 13 |
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 |
- | |
|
4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 |
0,50 |
- |
- |
±2,3 |
±1,6 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,4 |
±1,0 |
|
0,80 |
- |
- |
±1,5 |
±2,1 |
±1,0 |
±1,4 |
±0,9 |
±1,3 | |
|
0,87 |
- |
- |
±1,3 |
±2,5 |
±0,9 |
±1,7 |
±0,8 |
±1,5 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,1 |
- |
±0,8 |
- |
±0,7 |
- | |
|
1, 2, 3, 14, 15, 16 |
0,50 |
±1,8 |
±1,5 |
±1,3 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,9 |
±0,8 |
|
0,80 |
±1,2 |
±1,8 |
±0,9 |
±1,4 |
±0,6 |
±1,0 |
±0,6 |
±1,0 | |
|
0,87 |
±1,1 |
±2,1 |
±0,8 |
±1,6 |
±0,6 |
±1,1 |
±0,6 |
±1,1 | |
|
1,00 |
±0,9 |
- |
±0,6 |
- |
±0,5 |
- |
±0,5 |
- | |
|
17, 18 |
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 |
I2< Ьзм<1 5 |
I5< I изм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
6wa % |
6wp % |
6wa % |
6wp % |
6wa % |
6wp % |
6wa % |
6wp % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
11, 12, 13 |
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 |
- | |
|
4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 |
0,50 |
- |
- |
±2,4 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 |
±1,5 |
±1,7 |
|
0,80 |
- |
- |
±1,6 |
±2,5 |
±1,1 |
±2,0 |
±1,1 |
±1,9 | |
|
0,87 |
- |
- |
±1,5 |
±2,8 |
±1,1 |
±2,2 |
±1,0 |
±2,1 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,1 |
- |
±0,8 |
- |
±0,8 |
- | |
|
1, 2, 3, 14, 15, 16 |
0,50 |
±1,9 |
±2,0 |
±1,4 |
±1,9 |
±1,1 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,6 |
|
0,80 |
±1,3 |
±2,3 |
±1,0 |
±2,0 |
±0,8 |
±1,7 |
±0,8 |
±1,7 | |
|
0,87 |
±1,2 |
±2,5 |
±1,0 |
±2,1 |
±0,8 |
±1,7 |
±0,8 |
±1,7 | |
|
1,00 |
±1,1 |
- |
±0,6 |
- |
±0,6 |
- |
±0,6 |
- | |
Окончание таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
17, 18 |
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 |
- | |
|
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕ мени UTC(SU) ±5 с |
В, относительно шкалы вре- | ||||||||
|
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; 1изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; 6woa - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 6w0P - 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 |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
18 |
|
Нормальные условия: — ток, % от 1ном — напряжение, % от ином — коэффициент мощности cos П 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 |
Окончание таблицы 5
|
1 |
2 |
|
Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: — ток, % от 1ном — напряжение, % от ином — коэффициент мощности cos П температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - 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 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;
- 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 сервера.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист формуляра РЭМ.0999-АИИС.СЗТЭЦ.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Северо-Западная ТЭЦ им. А. Г. Бориса» АО «Интер РАО-Электрогенерация». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
IMB 145 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ВСТ |
21 |
|
Трансформаторы тока |
GSR |
18 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
UGE |
18 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-М |
12 |
|
Трансформаторы напряжения |
CPB 123 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-330 |
6 |
|
Счетчики |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
2 |
|
Счетчики |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
16 |
|
ИВК |
Энергосфера |
1 |
|
УССВ |
Метроном 300 |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Северо-Западная ТЭЦ им. А. Г. Бориса" АО "Интер РАО- Электрогенерация". Формуляр |
РЭМ.0999-АИИС.СЗТЭЦ.ФО |
1 |
|
ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "СевероЗападная ТЭЦ им. А. Г. Бориса" АО "Интер РАО-Электрогенерация". Методика поверки |
МП-324-КА.Ки.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 «Северо-Западная ТЭЦ им. А. Г. Бориса» АО «Интер РАО-Электрогенерация»» 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
