| Номер в госреестре | 80048-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "РусГидро" - "Новосибирская ГЭС" |
| Изготовитель | Филиал публичного акционерного общества "РусГидро" - "Новосибирская ГЭС" (Филиал ПАО "РусГидро" - "Новосибирская ГЭС"), г. Красноярск |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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 3 0 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.
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 | e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 |
| 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.
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/V3/100/V3 Рег. № 25475-11 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/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/V3/100/V3 Рег. № 47583-11 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/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/V3/100/V3 Рег. № 47583-11 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
| 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/V3/100/V3 Рег. № 47583-11 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/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/V3/100/V3 Рег. № 47583-11 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/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/V3/100/V3 Рег. № 51637-12 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 27524-04 | Сикон С10, Рег. № 2174103, ССВ-1Г, Рег. № 58301-14, сервер с ПО «Пирамида» |
| 7 | Новосибирская ГЭС, Г7 | ТВ-ЭК Кл.т. 0,2 Ктт = 4000/5 Рег. № 39966-10 | TJC Кл.т. 0,2 Ктн = 13800/V3/100/V3 Рег. № 51637-12 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/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/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/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/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/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/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/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/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/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/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/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/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/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/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/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/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/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/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/0,5 Рег. № 20175-01 |
| 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/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/0,5 Рег. № 20175-01 | |
| 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/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/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/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/0,5 Рег. № 20175-01 | Сикон С10, Рег. № 2174103, ССВ-1Г, Рег. |
| 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/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/0,5 Рег. № 20175-01 | № 58301-14, сервер с ПО «Пирамида» |
| 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/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/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/V3/100/V3 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/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. | |||||
| ИК №№ | cos ф | I изм<! 5 | I5< I изм<! 20 | I20< I изм<! 100 | I100< I изм <I 120 | ||||
| 5wcA % | 5wcP % | 5wcA % | 5wcP % | 5wcA % | 5wcP % | 5wcA % | 5wcP % | ||
| 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 | Ь< I изм<! 20 | I20< I изм<! 100 | I100< I изм <I 120 | ||||
| 5wa % | 5wp % | 5wa % | 5wp % | 5wa % | 5wp % | 5wa % | 5wp % | ||
| 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; !изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; 5wcA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 8wоР - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; | |||||||||
5WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; 5WP - 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 ^ом - 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 11 0 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.
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 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 | МП-271-RA.RU.310556-2020 | 1 |
осуществляется по документу МП-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. № 56465 -
14);
- 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.
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, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
