Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС) Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС) Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 66653-17 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 003. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ПАО "Красноярская ГЭС", г.Дивногорск.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС) Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС) Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
66653-17
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС)
Обозначение типаНет данных
ПроизводительПАО "Красноярская ГЭС", г.Дивногорск
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 003
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС) (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и электрической мощности, вырабатываемой и потребляемой Красноярской ГЭС за установленные интервалы времени, в целях коммерческого учета электрической энергии, а также для отображения, хранения, обработки и передачи полученной измерительной информации с привязкой к единому календарному времени.
ОписаниеПринцип действия АИИС КУЭ состоит в использовании счетчиков электрической энергии с трансформаторным включением в цепи тока и напряжения контролируемого присоединения. Счетчик автоматически производит преобразование в цифровую форму, умножение сигналов тока и напряжения с последующим интегрированием, формирует и хранит профиль данных (результатов) измерений на заданных последовательных интервалах времени (как правило, 30 минут), передает измерительную информацию с помощью интерфейса на следующий уровень системы. Результат измерений электрической энергии получают накопительным итогом, результат измерений средней электрической мощности получают как отношение электрической энергии за установленный интервал времени к продолжительности этого интервала. АИИС КУЭ выполнена двухуровневой с распределенной функцией измерения и централизованным управлением процессами сбора, обработки и представления измерительной информации. Первый уровень – информационно-измерительные комплексы (ИИК), которые включают в себя счетчики электрической энергии, измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), их вторичные цепи, через которые унифицированные аналоговые сигналы тока и напряжения поступают на входы счетчиков, а также преобразователи интерфейсов для приема-передачи данных. Второй уровень – измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), основой которого является сервер базы данных (СБД) с необходимым программным обеспечением (ПО), сопряженный с автоматизированным рабочим местом оператора (АРМ) и системой обеспечения единого времени (СОЕВ) при помощи преобразователей интерфейсов и электрических каналов связи. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи. СБД с помощью ПО формирует запрос для получения информации со счетчиков, осуществляет сбор измерительной информации, ее обработку, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации взаимодействующим субъектам, включая субъекты ОРЭМ, в соответствии с требованиями действующих регламентов. В системе использован ИВК «АльфаЦЕНТР», в качестве СБД применена платформа VMware c ПО «АльфаЦЕНТР». Система обеспечения единого времени построена на основе комплекса измерительно-вычислительного СТВ-01. Сличение часов СБД с СТВ-01 происходит один раз в 12 минут, часов счетчиков с часами СБД - при обращении к счетчикам; при расхождении более чем в пределах ±3 с производится коррекция показаний времени. АИИС КУЭ решает следующие задачи: измерение активной и реактивной электроэнергии, включая ее приращения на установленных интервалах времени; измерение календарного времени, синхронизация часов компонентов системы и формирование последовательности интервалов времени для измерения приращений электроэнергии; периодический и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин); периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор данных о состоянии счетчиков электроэнергии во всех измерительных каналах; хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа; формирование отчетных документов и расчет учетных показателей; передача результатов измерений смежным субъектам, включая субъекты ОРЭМ; обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.); диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; регистрацию событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и пр.); конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ. Конструктивно система включает в себя ряд обособленных узлов, расположенных в помещениях ГЭС. Трансформаторы тока и напряжения ОРУ-220 и ОРУ-500 – открытой установки, остальные трансформаторы размещены в машинном зале станции и в специальных помещениях КРУ. Счетчики расположены в специальных шкафах со степенью защиты не ниже IP51, СБД – в отдельном помещении с ограниченным доступом. Механическая устойчивость технических средств системы к внешним воздействиям обеспечена конструктивным исполнением ее элементов (шкафы, кабельные короба, металлорукава и пр.). Предусмотрено экранирование и заземление узлов системы с целью радиоэлектронной защиты Для всех технических и программных средств системы предусмотрена защита от несанкционированного доступа: -клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования; -на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчиков; -наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ; -организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа; -защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи); -наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий: -попытки несанкционированного доступа; -связь со счетчиком, приводящая к изменению данных; -факты параметрирования счетчиков; -факты пропадания напряжения; -факты коррекции шкалы времени; -отклонение тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов, включая отсутствие напряжения при наличии тока; -перерывы питания.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется информационно-вычислительный комплекс для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР». Программное обеспечение ИВК имеет архитектуру «клиент-сервер» и модульную структуру. ПО обеспечивает систему управления базой данных, управление коммуникацией в системе, управление синхронизацией времени, а также ввод исходных описаний и получение отчетов и выходных форм. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1. Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО«АльфаЦЕНТР»
Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 15.11.02
Цифровой идентификатор ПО -
ПО не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ Красноярской ГЭС. Реализованы следующие меры защиты ПО с помощью специальных программных средств: - антивирусная защита на базе “Kaspersky” (производство – Россия, сертифицировано ФСТЭК); - разграничение доступа штатными средствами операционной системы и СУБД; - применение средств электронной подписи для обеспечения конфиденциальности и достоверности данных. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ Красноярской ГЭС от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиСостав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4. Таблица 2 – Состав ИК
Номер ИКНаименование присоединенияТТТНСчетчикСервер
123456
11ГТШ 0,5 14000/2,5 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S Рег. № 27900-04ЗНОМ-15-63 (3 шт.) 15000/√3/100/√3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06VMware Virtual Platform с комплексом измерительно-вычислительным СТВ-01, Рег. № 49933-12
22ГТШ 0,5 14000/2,5 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S Рег. № 27900-04ЗНОМ-15-63 (3 шт.) 15000/√3/100/√3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
33ГТШ 0,5 14000/2,5 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S Рег. № 27900-04ЗНОМ-15-63 (3 шт.) 15000/√3/100/√3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
44ГТШ 0,5 14000/2,5 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S Рег. № 27900-04ЗНОМ-15-63 (3 шт.) 15000/√3/100/√3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
55ГТШ 0,5 14000/2,5 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S Рег. № 27900-04ЗНОМ-15-63 (3 шт.) 15000/√3/100/√3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
66ГТШ 0,5 14000/2,5 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S Рег. № 27900-04ЗНОМ-15-63 (3 шт.) 15000/√3/100/√3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
77ГТШ 0,5 14000/2,5 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S Рег. № 27900-04ЗНОМ-15-63 (3 шт.) 15000/√3/100/√3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
88ГТШ 0,5 14000/2,5 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S Рег. № 27900-04ЗНОМ-15-63 (3 шт.) 15000/√3/100/√3 КТ 0,5 Рег. №A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
99ГТШ 0,5 14000/2,5 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S Рег. № 27900-04ЗНОМ-15-63 (3 шт.) 15000/√3/100/√3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
1010ГТШ 0,5 14000/2,5 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S Рег. № 27900-04ЗНОМ-15-63 (3 шт.) 15000/√3/100/√3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
1111ГТШ 0,5 14000/2,5 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S Рег. № 27900-04ЗНОМ-15-63 (3 шт.) 15000/√3/100/√3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
Продолжение таблицы 2
123456
1212ГТШ 0,5 14000/2,5 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S Рег. № 27900-04ЗНОМ-15-63 (3 шт.) 15000/√3/100/√3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06VMware Virtual Platform с комплексом измерительно-вычислительным СТВ-01, Рег. № 49933-12
131АНТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 1673-69Прямое включение счетчикаA1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
142АНТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 1673-69Прямое включение счетчикаA1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
153АНТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 1673-69Прямое включение счетчикаA1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
164АНТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 1673-69Прямое включение счетчикаA1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
175АНТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 1673-69Прямое включение счетчикаA1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
186АНТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 1673-69Прямое включение счетчикаA1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
197АНТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 1673-69Прямое включение счетчикаA1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
208АНТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 1673-69Прямое включение счетчикаA1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
219АНТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 1673-69Прямое включение счетчикаA1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
2210АНТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 1673-69Прямое включение счетчикаA1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
2311АНТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 1673-69Прямое включение счетчикаA1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
Продолжение таблицы 2
123456
2412АНТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 1673-69Прямое включение счетчикаA1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06VMware Virtual Platform с комплексом измерительно-вычислительным СТВ-01, Рег. № 49933-12
25АТ1 ЦКРУ-6 кВТПШЛ-10 (3 шт.) 2000/5 КТ 0,5 Рег. № 1423-60НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
26АТ2 ЦКРУ-6 кВТПШЛ-10 (3 шт.) 2000/5 КТ 0,5 Рег. № 1423-60НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
27Возб 5ГGSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 Рег. № 25477-08Из состава канала 5A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
28Возб 6ГGSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 Рег. № 25477-08Из состава канала 6A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
29Возб 7ГGSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 Рег. № 25477-03Из состава канала 7A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
30Возб 8ГGSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 Рег. № 25477-03Из состава канала 8A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
31Возб 9ГGSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 Рег. № 25477-08Из состава канала 9A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
32Возб 10ГGSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 Рег. № 25477-06Из состава канала 10A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
33Возб 11ГGSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 Рег. № 55008-13Из состава канала 11A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
34Возб 12ГGSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 Рег. № 25477-08Из состава канала 12A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
35ВЛ 110 кВ Красноярская ГЭС – Гидростроитель I цепь (С-281) SB 0,8 (3 шт.) 600/5 КТ 0,2 Рег. № 20951-06UTD 123 (3 шт.) 110000/√3/100/√3 КТ 0,2 Рег. № 23748-02A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
Продолжение таблицы 2
123456
36ВЛ 110 кВ Красноярская ГЭС – Гидростроитель II цепь (С-282) SB 0,8 (3 шт.) 600/5 КТ 0,2 Рег. № 20951-06UTD 123 (3 шт.) 110000/√3/100/√3 КТ 0,2 Рег. № 23748-02A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06VMware Virtual Platform с комплексом измерительно-вычислительным СТВ-01, Рег. № 49933-12
37ВЛ 220 кВ Красноярская ГЭС – Дивногорская I цепь (Д-1)SB 0,8 (3 шт.) 2000/1 КТ 0,2 Рег. № 20951-06TEMP 245 (3 шт.) 220000/√3/100/√3 КТ 0,2 Рег. № 55517-13A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
38ВЛ 220 кВ Красноярская ГЭС – Дивногорская II цепь (Д-2)SB 0,8 (3 шт.) 2000/1 КТ 0,2 Рег. № 20951-06Из состава канала 37A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
39КВЛ 220 кВ Красноярская ГЭС – Левобережная I цепь (Д-3)SB 0,8 (3 шт.) 2000/1 КТ 0,2 Рег. № 20951-01TEMP 245 (3 шт.) 220000/√3/100/√3 КТ 0,2 Рег. № 55517-13A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
40КВЛ 220 кВ Красноярская ГЭС – Левобережная II цепь (Д-4)JR 0,5 (3 шт.) 2000/1 КТ 0,2 Рег. № 35406-07Из состава канала 39A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
41ВО-1, ВО-2JR 0,5 (3 шт.) 2000/1, КТ 0,2 Рег. № 35406-07 SB 0,8 (3 шт.) 2000/1, КТ 0,2 Рег. № 20951-01ТЕМР 245 (3 шт.) 220000/√3/100/√3 КТ 0,2 Рег. № 55517-13A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
42ВЛ 500 кВ Красноярская ГЭС – Енисей № 1SAS 550 (3 шт.) 3000/1 КТ 0,2S Рег. № 25121-07TEMP 550 (6 шт.) 500000/√3/100/√3 КТ 0,2 Рег. № 80017-20A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
43ВЛ 500 кВ Красноярская ГЭС – Енисей № 2SAS 550 (3 шт.) 3000/1 КТ 0,2S Рег. № 25121-07TEMP 550 (6 шт.) 500000/√3/100/√3 КТ 0,2 Рег. № 80017-20A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
44ВЛ 500 кВ Красноярская ГЭС – Назаровская ГРЭС № 1SAS 550 (3 шт.) 3000/1 КТ 0,2S Рег. № 25121-07TEMP 550 (6 шт.) 500000/√3/100/√3 КТ 0,2 Рег. № 25474-03A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
45ВЛ 500 кВ Красноярская ГЭС – Назаровская ГРЭС № 2SAS 550 (3 шт.) 3000/1 КТ 0,2S Рег. № 25121-07TEMP 550 (6 шт.) 500000/√3/100/√3 КТ 0,2 Рег. № 25474-03A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
46КРУН-1 сек.ТПК-10 (3 шт.) 2000/5 КТ 0,5 Рег. № 22944-02НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
Продолжение таблицы 2
123456
47КРУН-2 сек.ТПК-10 (3 шт.) 2000/5 КТ 0,5 Рег. № 22944-02НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06VMware Virtual Platform с комплексом измерительно-вычислительным СТВ-01, Рег. № 49933-12
48ТСН-1ВТОЛ-СЭЩ-10 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 Рег. № 32139-06ЗНОЛ.06 (3 шт.) 6300/√3/100/√3 КТ 0,2 Рег. № 3344-04A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
49ТСН-2ВТОЛ-СЭЩ-10 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 Рег. № 32139-06Из состава канала 48A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
Примечание - В течение срока эксплуатации системы допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не ниже перечисленных в таблице 1. Замену оформляют актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке и записью в формуляре системы. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 – Метрологические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Пределы допускаемой абсолютной разности показаний часов компонентов системы, с(5
Пределы допускаемой относительной погрешности одного измерительного канала при номинальном токе нагрузки (активная электрическая энергия и средняя активная мощность), %:cos φ = 1cos φ = 0,7
- каналы 1 - 12±0,8±1,2
- каналы 13 - 24±0,7±1,4
- каналы 25 - 34, 46, 47±1,0±1,7
- каналы 35 - 41±0,5±0,8
- каналы 42 - 45±0,5±0,8
- каналы 48, 49±0,8±1,2
Пределы допускаемой относительной погрешности одного измерительного канала при номинальном токе нагрузки (реактивная электрическая энергия и средняя реактивная мощность), %:sin φ = 1sin φ = 0,7
- каналы 1 - 12±1,0±1,5
- каналы 13 - 24±0,9±1,7
- каналы 25 - 34, 46, 47±1,1±2,0
- каналы 35 - 41±0,8±1,2
- каналы 42 - 45±0,8±1,2
- каналы 48, 49±1,0±1,5
Примечания 1 характеристики относительной погрешности рассчитаны по метрологическим характеристикам средств измерений, входящих в измерительный канал; 2 погрешность измерительных каналов при токе нагрузки меньше номинального для cosφ = 1 (sinφ = 1) рассчитывают при соответствующих значениях погрешностей средств измерений, входящих в канал, по формуле, приведенной в методике поверки МП 169-262-2016.
Таблица 4 – Основные технические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Номинальное линейное напряжение Uном на входах системы, В (в рабочих условиях 0,9·Uном ≤ Uном ≤ 1,1·Uном)500000 (каналы 42 – 45); 220000 (каналы 37 – 41); 110000 (каналы 35, 36); 15000 (каналы 1 - 12, 27 – 34); 6300 (каналы 48, 49); 6000 (каналы 25, 26, 46, 47); 380 (каналы 13 – 24)
Номинальные значения силы первичного тока Iном на входах системы, А (в рабочих условиях 0,2·Iном ≤ Iном ≤ 1,2·Iном для каналов с 1 по 12 и 0,05·Iном ≤ Iном ≤ 1,2·Iном для остальных каналов)21600 (каналы 1 - 12); 3000 (каналы 42 – 45); 2000 (каналы 25, 26, 37 - 41, 46 - 47); 1500 (каналы 13 – 24); 600 (каналы 35, 36); 400 (каналы 27 - 34, 48, 49)
Глубина хранения информации:
- профиль нагрузки и журнал событий в счетчике А1800, сут, не менее45
- результаты измерений и информация о состоянии средств измерений в СБДв течение срока эксплуатации системы
Показатели надежности:
- среднее время восстановления, ч (кроме трансформаторов открытой установки и шинных трансформаторов тока)8
- коэффициент готовности, не менее0,99
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С: измерительные трансформаторы класса 15 кВ и ниже, счетчики, ИВК измерительные трансформаторы открытой установкиот +15 до +35 от -45 до +40
- относительная влажность воздуха, %от 30 до 80
- атмосферное давление, кПаот 84 до 106
- электропитание компонентов системы Сеть 220 В 50 Гц с параметрами по ГОСТ 32144-2013
- индукция магнитного поля внешнего происхождения, мТл, не более0,05
КомплектностьПолная комплектность АИИС КУЭ приведена в проектной документации. Заводские номера компонентов системы приведены в паспорте-формуляре. Сведения об измерительных и системообразующих компонентах приведены в таблице 5. Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначениеКоличество
Трансформатор токаТШ 0,5 14000/2,572 шт.
Трансформатор токаТНШЛ-0,6636 шт.
Трансформатор токаТПШЛ-106 шт.
Трансформатор токаGSR450/29024 шт.
Трансформатор токаSAS 55012 шт.
Трансформатор токаSB 0,818 шт.
Трансформатор токаJR 0,56 шт.
Трансформатор токаТПК-106 шт.
Трансформатор токаТОЛ-СЭЩ-106 шт.
Трансформатор напряженияЗНОМ-15-6336 шт.
Трансформатор напряженияНТМИ-62 шт.
Трансформатор напряженияUTD 1236 шт.
Трансформатор напряженияTEMP 2459 шт.
Трансформатор напряженияTEMP 55024 шт.
Трансформатор напряженияНАМИТ-102 шт.
Трансформатор напряженияЗНОЛ.063 шт.
Счетчик электронныйA1802RALQ-P4GB-DW-449 шт.
СерверVMware Virtual Platform1 шт.
Комплекс измерительно-вычислительныйСТВ-011 шт.
Специализированное ПОАльфаЦЕНТР1 шт.
Паспорт-формуляр003.ФО1 шт.
Инструкция по эксплуатации003.ИЭ1 шт.
Методика поверкиМП 169-262-20161 шт.
Поверкаприведены в Разделе 2 документа «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС). Инструкция по эксплуатации» 003.ИЭ.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС) ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения. 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.
ЗаявительПубличное акционерное общество «Красноярская ГЭС» (ПАО «Красноярская ГЭС») ИНН 2446000322 Адрес: 663090, Российская Федерация, Красноярский край, г. Дивногорск Телефон: +7 (391-44) 63-3-59 Факс: +7 (391-44) 3-71-34 Web-сайт: http://www.kges.ru Е-mail: kges@kges.ru
Испытательный центрУральский научно-исследовательский институт метрологии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им.Д.И.Менделеева» Адрес: 620075, Свердловская область, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, 4 Телефон (факс): +7 (343) 350-26-18 / +7 (343) 350-20-39 Web-сайт: http://www.uniim.ru Е-mail: uniim@uniim.ru Аттестат аккредитации УНИИМ - филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа №RA.RU.311373 от 19.10.2015 г.