№1618 от 25.07.2017
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 28623
О внесении изменений в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС)
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)
ПРИКАЗ25 июля 2017 г.
№ 1618
Москва
О внесении изменений в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС)
Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940) (далее — Административный регламент) и в связи с обращением ПАО «Красноярская ГЭС» от 19 июня 2017 г. № 391-18-4.23-1077 приказываю:
-
1. Внести изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС), зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 66653-17, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.
-
2. Управлению метрологии (Р.А.Родин) оформить новое описание типа средства измерений.
-
3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.
Заместитель Руководителя С.С. Голубев
Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.
СВЕДЕНИЯХ).СЕРТИФИКАТЕ ЭП
Сертификат: 61DA1E000300E901C1ED Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич Действителен: с 17.11.2016 до 17.11.2017
Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «25» июля 2017 г. №1618ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АПИС КУЭ Красноярской ГЭС) Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС), (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерений 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.
Описание средства измеренийПринцип 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 по ГОСТ Р 52323-05, измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (TH) по ГОСТ 1983-2001, 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 применен компьютер на базе серверной платформы HP Proliant ML350 G6 с ПО «Альфа-ЦЕНТР». Система обеспечения единого времени построена на основе устройства синхронизации системного времени (УССВ) типа УСВ-2. Сличение часов СБД с УССВ 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 средс тв 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.
Перечень измерительных каналов системы с указанием измерительных компонентов представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов системы
|
№ ПК |
Наименование присоединения |
ТТ |
TH |
Счетчик |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
1Г |
ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S |
ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15000/V3/100/x/3 КТ 0,5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
2 |
2Г |
ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S |
ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15000/^3/100/^3 КТ 0,5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,28/0,5 |
|
3 |
ЗГ |
ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S |
ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15000/V3/100/V3 КТ 0,5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,28/0.5 |
|
4 |
4Г |
ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S |
ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15ОООА/3/1ООА/3 КТ 0,5 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0.5 |
|
5 |
5Г |
ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S |
ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15000/^3/100/^3 КТ 0,5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
6 |
6Г |
ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S |
ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15000/V3/100/V3 КТ 0,5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,28/0,5 |
|
7 |
7Г |
ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S |
ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15ООО/л/3/1ООА/3 КТ 0,5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
8 |
8Г |
ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,28 |
ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15ОООА/3/1ООА/3 КТ 0,5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
9 |
9Г |
ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S |
ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15OOO/V3/1OO/V3 КТ 0,5 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,28/0,5 |
|
10 |
ЮГ |
ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S |
ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15000А/3/100А/3 КТ 0,5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
11 |
ИГ |
ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,28 |
ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 150006Й/1 ООЛ/З КТ 0,5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
12 |
12Г |
ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S |
ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15000/^3/100/^3 КТ 0,5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
13 |
1АН |
ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 |
Прямое включение счетчика |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
14 |
2АН |
ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 |
то же |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,28/0,5 |
|
15 |
ЗАН |
ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 |
то же |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
16 |
4АН |
ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 |
то же |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
17 |
5АН |
ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 |
то же |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,28/0,5 |
|
18 |
6АИ |
ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 |
то же |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,28/0,5 |
|
19 |
7АН |
ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 |
то же |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,28/0,5 |
|
20 |
8АН |
ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 |
то же |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
21 |
9АН |
ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 |
то же |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
22 |
ЮАН |
ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 |
то же |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
23 |
ИАН |
ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 |
то же |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
24 |
ЮАН |
ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 |
то же |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
25 |
ATI ЦКРУ-6 кВ |
ТПШЛ-10(3 шт.) 2000/5 КТ 0,5 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
26 |
АТ2 ЦКРУ-6 кВ |
ТПШЛ-10(3 шт.) 2000/5 КТ 0,5 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
27 |
Возб 5Г |
GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 |
Из состава канала 5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
28 |
Возб 6Г |
GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 |
Из состава канала 6 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
29 |
Возб 7Г |
GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 |
Из состава канала 7 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
30 |
Возб 8Г |
GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 |
Из состава канала 8 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,28/0,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
31 |
Возб 9Г |
GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 |
Из состава канала 9 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,28/0,5 |
|
32 |
Возб ЮГ |
GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 |
Из состава канала 10 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
33 |
Возб ИГ |
GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 |
Из состава канала 11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
34 |
Возб 12Г |
GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 |
Из состава канала 12 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,28/0,5 |
|
35 |
ВЛ 110 кВ Красноярская ГЭС -Гидростроитель I цепь(С-281) |
SB 0,8 (3 шт.) 600/5 КТ 0,2 |
UTD-123 (3 шт.) 110000/^3/100/^3 КТ 0,2 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
36 |
ВЛ 110 кВ Красноярская ГЭС -Гидростроитель II цепь (С-282) |
SB 0,8 (3 шт.) 600/5 КТ 0,2 |
UTD-123 (3 шт.) И 0000/^3/100/^3 КТ 0,2 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
37 |
ВЛ 220 кВ Красноярская ГЭС -Дивногорская I цепь (Д-1) |
SB 0,8 (3 шт.) 2000/1 КТ 0,2 |
НАМИ-220 (3 шт.) 220000/^3/100/V3 КТ 0,2 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,28/0,5 |
|
38 |
ВЛ 220 кВ Красноярская ГЭС -Дивногорская II цепь (Д-2) |
SB 0,8 (3 шт.) 2000/1 КТ 0,2 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |
|
39 |
ВЛ 220 кВ Красноярская ГЭС -Левобережная 1 цепь (Д-З) |
SB 0,8 (3 шт.) 2000/1 КТ 0,2 |
ТЕМР-245 (3 шт.) 220000/^3/100/^3 КТ 0,2 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
40 |
ВЛ 220 кВ Красноярская ГЭС -Левобережная II цепь (Д-4) |
JR 0,5 (3 шт.) 2000/1 КТ 0,2 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |
|
41 |
ВО-1, ВО-2 |
JR 0,5 (3 шт.) 2000/1 КТ 0,2 SB 0,8 (3 шт.) 2000/1 КТ 0,2 |
НАМИ-220 (3 шт.) 220000Л/3/ 100А/3 КТ 0,2 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
42 |
ВЛ 500 кВ Красноярская ГЭС - Енисей № 1 |
SAS 550 (3 шт.) 3000/1 КТ 0,28 |
ТЕМР-550 (6 шт.) 500000/^3/1 оол/з КТ 0,2 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
43 |
ВЛ 500 кВ Красноярская ГЭС - Енисей № 2 |
SAS 550 (3 шт.) 3000/1 КТ 0,2S |
ТЕМР-550 (6 шт.) 500000/^3/100/л/3 КТ 0,2 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,28/0,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
44 |
ВЛ 500 кВ <расноярская ГЭС -базаровская ГРЭС № 1 |
SAS 550 (3 шт.) 3000/1 КТ 0,2S |
ТЕМР-550 (6 шт.) 500000А/3/100Л/3 КТ 0,2 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
45 |
ВЛ 500 кВ . красноярская ГЭС -базаровская ГРЭС № 2 |
SAS 550 (3 шт.) 3000/1 КТ 0,2S |
ТЕМР-550 (6 шт.) 500000/^3/100/^3 КТ 0,2 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
46 |
КРУН-1 сек. |
ТПК-10 (3 шт.) 2000/5 КТ 0,5 |
Н АМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
47 |
КРУН-2 сек. |
ТПК-10 (Зшт.) 2000/5 КТ 0,5 |
НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
|
48 |
ТСН-1В |
ТОЛ-СЭЩ-Ю(3 шт.) 400/5 КТ 0,5 |
ЗНОЛ.06 (3 шт.) 6300/^3/100/^3 КТ 0,2 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0.2S/0.5 |
|
49 |
ТСН-2В |
ТОЛ-СЭЩ-Ю(3 шт.) 400/5 КТ 0,5 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
Примечание - В течение срока эксплуатации системы допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же как у перечисленных в таблице 1. Замену оформляют актом в установленном на ПАО "Красноярская ГЭС" порядке и записью в формуляре системы. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется информационно-вычислительный комплекс для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР». Программное обеспечение (ПО) 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 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«АльфаЦЕНТР» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.07.04 |
|
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 endpoint security” (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 50.2.77-2014.
Метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики | |
|
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 (р = 1 |
cos <р = 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 ср — 1 |
sin (р - 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
| ||
Таблица 4 - Технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
1 |
2 |
|
Номинальное линейное напряжение Uhom на входах системы, В (в рабочих условиях 0,9 Uho.u < Uhom <1,1 Uhom) |
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) |
|
1 |
2 |
|
Номинальные значения силы первичного тока 1НОм на входах системы, А (в рабочих условиях 0,2-1НОм < 1ном < 1,24ИОм для каналов с 01 по 12 и 0,05 4Ном < 1ном < 1,24цОм 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 менее |
35 |
|
- результаты измерений и информация о состоянии средств измерений в СБД |
в течение срока эксплуатации системы |
|
Показатели надежности: | |
|
- среднее время восстановления, ч (кроме трансформаторов открытой установки и шинных трансформаторов тока) |
8 |
|
- коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
- температура окружающего воздуха, °C: измерительные трансформаторы класса 15 кВ и ниже, счетчики, ИВК измерительные трансформаторы открытой установки |
от +15 до +35 от -45 до +40 |
|
- относительная влажность воздуха, % |
от 30 до 80 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 84 до 106 |
|
- электропитание компонентов системы |
Сеть 220 В 50 Гц с параметрами по ГОСТ 32144-2013 |
|
- индукция магнитного поля внешнего происхождения, мТл, не более |
0,05 |
наносится на титульные листы эксплуатационных документов АИИС КУЭ печатным способом.
Комплектность средства измеренийПолная 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 | |||
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТШ-0,5 |
72 |
27900-04 |
|
Трансформатор тока |
ТНШЛ-0,66 |
36 |
1673-69 |
|
Трансформатор тока |
ТПШЛ-10 |
6 |
1423-60 |
|
Трансформатор тока |
GSR-450/290 |
24 |
25477-03 (06) |
|
Трансформатор тока |
SAS-550 |
12 |
25121-07 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
SB 0,8 |
18 |
20951-01 (06) |
|
Трансформатор тока |
JR-0,5 |
6 |
35406-07 |
|
Трансформатор тока |
ТПК-10 |
6 |
.22944-02 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-Ю |
6 |
32139-06 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-15-63 |
36 |
1593-70 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
831-53 |
|
Трансформатор напряжения |
UTD 123 |
6 |
23748-02 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-220 У1 |
6 |
20344-00 |
|
Трансформатор напряжения |
TEMP 245 |
3 |
55517-13 |
|
Трансформатор напряжения |
TEMP 550 |
24 |
25474-03 |
|
Трансф орматор напряжения |
НАМИТ-10 |
2 |
16687-02 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3 |
3344-04 |
|
Счетчик электронный |
Al 802RALQ-P4GB-DW4 |
49 |
31857-06 |
|
Преобразователь RS232/RS485 |
NPort 6450 |
17 | |
|
Сервер |
HP Proliant ML350 G6 |
1 | |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 2200 VA |
1 | |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-2 |
1 |
41681-09 |
|
Специализированное ПО |
АльфаЦЕНТР |
1 |
44595-10 |
|
Паспорт-формуляр |
003.ФО |
1 | |
|
Инструкция по эксплуатации |
003.ИЭ |
1, | |
|
Методика поверки |
МП 169-262-2016 |
1 |
осуществляется по документу МП 169-262-2016 "ГСП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС. Методика поверки", утвержденному Директором ФГУП «УНИИМ» 06.12.2016 г.
Основные средства поверки:
для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
для счетчиков электроэнергии «Альфа А1800» — по методике поверки МП-2203-0042-2006, утверждённой ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
источник сигналов точного времени ±10^ с от шкалы времени UTC(SU) (Интернет-ресурс www.ntpl.vniiftri.ru). (3.1 .ZZC.0098.2013);
термогигрометры электронные "CENTER" моделей 310, 311, 313, 314
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-01);
инженерный пульт (переносный компьютер) с техническими средствами чтения информации, хранящейся в памяти счетчика.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью.
Знак поверки наносят на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в эксплуатационной документации.
Нормативные 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
ИзготовительПубличное акционерное общество "Красноярская ГЭС" (Г1АО "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
E-mail: kges@kges.ru
Испытательный центрФГУП "Уральский научно-исследовательский институт метрологии" (ФГУП «УНИИМ») Адрес: 620000, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, д. 4
Телефон: +7 (343) 350-26-18
Факс: +7 (343) 350-20-39
Web-сайт: http:/www.uniim.ru
E-mail: uniim@uniim.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «УНИИМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа RA.RU.311373 от 19.10.2015 г.