Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Краснополянская ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго"
| Номер в ГРСИ РФ: | 85911-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 85911-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Краснополянская ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 001/22 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ" (ООО "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ"), г. Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 05.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 85911-22: Описание типа СИ | Скачать | 597.5 КБ | |
| 85911-22: Методика поверки | Скачать | 11.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 (УСПД), каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), устройство синхронизации времени УСВ-2 (УСВ), локальновычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика:
- 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 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков (ИИК №№ 1-12, 18-20) при помощи
технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и ее передача на ИВК. УСПД с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий. Цифровой сигнал с выходов счетчиков (ИИК № 13-17) поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует отчеты в формате XML, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Интернет Гарантирующему поставщику региона, региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам розничного рынка электроэнергии и мощности (РРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ и ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-2, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
ИВК АИИС КУЭ, периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-2 и при расхождении ±1 с и более, ИВК производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-2.
Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени ИВК осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация шкалы времени УСПД производится при отклонении ±1 с от величины расхождения со шкалой времени ИВК.
Сравнение шкалы времени счетчиков ИИК №№ 1-12, 18-20 со шкалой времени УСПД осуществляется 1 раз в 30 минут. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД равного ±1 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Сравнение шкалы времени счетчика ИИК № 13-17 со шкалой времени ИВК
осуществляется 1 раз в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени ИВК равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер 001/22 установлен в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
E55712D0B1B219065D63DA949114DAE4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
B1959FF70BE1EB17C83F7B0F6D4A132F |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
D79874D10FC2B156A0FDC27E1CA480AC |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
52E28D7B608799BB3CCEA41B548D2C83 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
6F557F885B737261328CD77805BD1BA7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
48E73A9283D1E66494521F63D00B0D9F |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
C391D64271ACF4055BB2A4D3FE1F8F48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
ECF532935CA1A3FD3215049AF1FD979F |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
530D9B0126F7CDC23ECD814C4EB7CA09 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
1EA5429B261FB0E2884F5B356A1D1E75 |
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на
программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | ||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ |
ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
Краснополянская ГЭС, ГГ-1 6 кВ |
ТПОЛ-10М-3 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 47958-11 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
EA05RAL-B-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С70, рег. № 2882205 |
УСВ-2, рег. № 82570-21 / HP Proliant DL 380 Gen10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
2 |
Краснополянская ГЭС, ГГ-2 6 кВ |
ТПОЛ-10М-3 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 47958-11 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
EA05RAL-B-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С70, рег. № 28822-05 |
УСВ-2, рег. № 82570-21 / HP Proliant DL 380 Gen10 |
|
3 |
Краснополянская ГЭС, ГГ-3 6 кВ |
ТПОЛ-10М-3 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 47958-11 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
EA05RAL-B-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | ||
|
4 |
Краснополянская ГЭС, ГГ-4 6 кВ |
ТПОЛ-10М-3 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 47958-11 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
EA05RAL-B-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | ||
|
5 |
Краснополянская ГЭС, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, КЛ 110кВ Краснополянская ГЭС -Поселковая |
ТАТ 600/5, КТ 0,2S Рег. № 29838-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-13 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||
|
6 |
Краснополянская ГЭС, ОРУ-110кВ, 2 СШ-110кВ, КЛ 110кВ Краснополянская ГЭС - Лаура |
ТАТ 600/5, КТ 0,2S Рег. № 29838-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||
|
7 |
Краснополянская ГЭС, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Краснополянская ГЭС -Хоста с отпайками |
ТАТ 600/5, КТ 0,2S Рег. № 29838-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-13 |
EA05RAL-B-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | ||
|
8 |
Краснополянская ГЭС, ОРУ-110кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Краснополянская ГЭС -Бытха с отпайками |
ТАТ 600/5, КТ 0,2S Рег. № 29838-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-13 |
EA05RAL-B-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | ||
|
9 |
Краснополянская ГЭС, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.№4, КЛ-10 кВ, ф. «ТРП-16-I» |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 600/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-11 |
НАЛИ-СЭЩ-10-1 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 38394-08 |
A1805RALQV-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
10 |
Краснополянская ГЭС, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10кВ, яч. №7, КЛ-10 кВ, РП-103н-1 |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 600/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-11 |
НАЛИ-СЭЩ-10-1 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 38394-08 |
A1805RALQV-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
СИКОН С70, рег. № 28822-05 |
УСВ-2, рег. № 82570-21 / HP Proliant DL 380 Gen10 |
|
11 |
Краснополянская ГЭС, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10кВ, яч. № 8, КЛ-10кВ, РП-10Зн-П |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 600/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-11 |
НАЛИ-СЭЩ-10-1 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 38394-08 |
A1805RALQV-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | ||
|
12 |
Краснополянская ГЭС, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10кВ, яч. №11,КЛ-10кВ, ф. «ТРП-16-П» |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 600/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-11 |
НАЛИ-СЭЩ-10-1 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 38394-08 |
A1805RALQV-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | ||
|
13 |
Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ, ф.«ПЛОТИНА СН», РУ-0,4 кВ, ТП-К5н |
Т-0,66 100/5, КТ 0,5 Рег. № 47176-11 |
- |
A1805RALXQV-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
! | |
|
14 |
Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ, ф.«ПЛОТИНА ХН» РУ-0,4 кВ, ТП-К5н |
Т-0,66 150/5, КТ 0,5 Рег. № 47176-11 |
- |
A1805RALXQV-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | ||
|
15 |
Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ, ф. «БСР СН», РУ-0,4 кВ, ТП-К6 |
Т-0,66 50/5, КТ 0,5S Рег. № 29482-07 |
- |
A1805RALXQV-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | ||
|
16 |
Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ, ф. «БСР ХН», РУ-0,4 кВ, ТП-К6 |
Т-0,66 150/5, КТ 0,5 Рег. № 29482-07 |
- |
A1805RALXQV-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
17 |
Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ, ф. «Напорный бассейн», РУ-0,4кВ, ТП-К4 |
Т-0,66 30/5, КТ 0,5 Рег. № 47176-11 |
- |
A1805RALXQV-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
- |
УСВ-2, рег. № 82570-21 / HP Proliant DL 380 Gen10 |
|
18 |
Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ, ф. «Малая ГЭС», РУ-0,4 кВ, ТП-К6 |
ТТЕ 75/5, КТ 0,5 Рег. № 73808-19 |
- |
EA05RAL-B-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С70, рег. № 28822-05 | |
|
19 |
КЛ-6кВ МГЭС-ТРП-103-I |
ТЛП-1О-2-М1ВС 200/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-11 |
ЗНОЛП.4-6У2 6300:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 46738-11 |
Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.G КТ 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | ||
|
20 |
ГГ-МГЭС |
ТПОЛ 10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02 |
ЗНОЛП-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 |
EA05RAL-B-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
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 таблице 2 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1-4, 20 |
Активная |
1,3 |
3,2 |
|
Реактивная |
2,0 |
5,2 | |
|
5, 6 |
Активная |
0,5 |
1,0 |
|
Реактивная |
0,9 |
1,7 | |
|
7, 8 |
Активная |
0,8 |
1,7 |
|
Реактивная |
1,3 |
3,0 | |
|
9-12 |
Активная |
1,3 |
2,2 |
|
Реактивная |
2,0 |
3,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
13, 14, 16-18 |
Активная Реактивная |
1,1 1,8 |
3,1 5,1 |
|
15 |
Активная Реактивная |
1,1 1,8 |
2,1 3,6 |
|
19 |
Активная Реактивная |
1,1 1,8 |
2,1 3,6 |
|
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с |
5 | ||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35°С | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
20 |
|
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 50 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 (sm9) - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для сервера ИВК, °С температура окружающей среды для УСПД, °С атмосферное давление, кПа относительная влажность, %, не более |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +40 от +5 до + 35 от +10 до + 30 от +15 до + 25 от 80,0 до 106,7 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее ЕвроАльфа Альфа А1800 |
50000 120000 |
|
1 |
2 |
|
Меркурий 234 |
220000 |
|
УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
Сервер ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: ЕвроАльфа - каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 минут составляет, сут, не менее |
336 |
|
Альфа А1800 - графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут, сут, не менее |
1200 |
|
Меркурий 234 - каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 минут, сут |
170 |
|
УСПД СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее |
45 |
|
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика и УСПД;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
15 |
|
ТАТ |
12 | |
|
ТЛП-1О-2-М1ВС |
3 | |
|
ТОЛ-СЭЩ-10 |
12 | |
|
ТПОЛ 10 |
3 | |
|
ТПОЛ-10М |
12 | |
|
ТТЕ |
3 | |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП.4-6У2 |
3 |
|
ЗНОЛП-6 |
3 | |
|
НАЛИ-СЭЩ-10-1 |
2 | |
|
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
4 | |
|
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 | |
|
Счетчик электрической энергии |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
1 |
|
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 |
1 | |
|
A1805RALQV-P4GB-DW-4 |
4 | |
|
A1805RALXQV-P4GB-DW-4 |
5 | |
|
EA05RAL-B-4 |
8 | |
|
Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.G |
1 | |
|
Контроллер сетевой индустриальный |
СИКОН С70 |
3 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Сервер ИВК |
HP Proliant DL 380 Gen10 |
1 |
|
Документация | ||
|
Формуляр |
ФО 26.51.43/06/22 |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго». МВИ 26.51.43/06/22, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
