Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Нижне-Свирской ГЭС-9 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1286 п. 93 от 20.08.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Нижне-Свирской ГЭС-9 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную,   3х-уровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень -измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 и 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 и 1,0 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи.

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU325L-E2-512-M2-B2 (Госреестр № 37288-08, зав. № 004536), и технических средств приема-передачи данных.

3-ий уровень - информационно -вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производят опрос цифровых счетчиков.

Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача

Лист № 2

Всего листов 18 накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер базы данных (далее - сервер БД), установленный в ЦСОИ АИИС КУЭ ОАО «ТГК-1», с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется следующим образом: сервер БД АИИС КУЭ, установленный в ОАО «ТГК-1», подключен к серверу единого времени ОАО «ТГК-1» LAN TIME SERVER. Опрос УСПД АИИС КУЭ сервером ОАО «ТГК-1» производится 1 раз в 30 мин. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера единого времени, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающие ± 2 с (программируемый параметр). В целях резервирования к УСПД подключено также устройство синхронизации времени УССВ со встроенным GPS-приемником.

Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Лист № 3

Всего листов 18 Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» (далее - ПО), в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационное наименование ПО

Наименование файла

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Программа -планировщик опроса и передачи данных

Amrserver.exe

Не ниже 4.4.1.0

e4277881784c048bd0c146f c70182070

MD5

Драйвер ручного опроса счетчиков и

УСПД

Атгс.ехе

Не ниже 4.4.3.0

cfce4bb88434c8ea1d7a4fca 0e088dd1

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

Amra.exe

Не ниже 4.2.1.0

9cf3f689c94a65daad982ea4 622a3b96

Драйвер работы с БД

Cdbora2.dll

Не ниже 4.4.0.0

74a1b7d02b751d46ba9edd9 fca529dcd

Библиотека шифрования пароля счетчиков

encryptdll.dll

Не ниже 2.0.0.0

0939ce05295fbcbbba400eea e8d0572c

Библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess.dll

b8c331abb5e34444170eee9 317d635cd

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Средний» по Р 50.2.077-2014.

ИИК-09.01

1—к

Номер ИК

Канал измерений

Состав 1 -ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК

Генератор 1

10

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Счетчик

TH

тт

иэ

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке

Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ

Kt = 0,2S/0,5 Кеч = 1 № 31857-06

Кт= 0,2 Ктн=10000/л/3/100/л/3 № 25475-06

Кт = 0,2S Ктт = 2000/5 №38611-08

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

О

W

>

О

W

>

-U

Обозначение, тип

UGE

UGE

UGE

1

1

1

01165730

08-014814

08-014805

08-014791

08-016214

08-016210

08-016209

С/1

Заводской номер

40 000

о

Ктт'Ктн'Ксч

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

о

Наименование измеряемой величины

Активная Реактивная

00

Вид энергии

Метрологические характеристики ИК

и- н-

Основная относительная погрешность ИК (± 6), %

±2,1 ±2,3

1—к

О

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± 6), %

S >£ л о Я S л

S н л И ЕЕ S >£ л о Я S л

И м ■о

Я н л ■о S <1 н S я S

W о о

О й к о н о to

00

IO'

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ИИК-09.02

Генератор 2

II

Кт = 0,2S Ктт = 2000/5 № 38611-08

А

IGDW

08-016215

о о о

о

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,1

± 2,3

В

IGDW

08-016216

С

IGDW

08-016217

ТН

Кт = 0,2 Ктн=10000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-014779

В

UGE

08-014758

С

UGE

08-014804

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4

01165740

ИИК-09.03

Генератор 3

II

Кт = 0,2S Ктт = 2000/5 № 38611-08

А

IGDW

08-016218

о о о

о

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,1

± 2,3

В

IGDW

08-016219

С

IGDW

08-016220

ТН

Кт = 0,2 Ктн=10000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-014759

В

UGE

08-014788

С

UGE

08-014813

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4

01165711

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ИИК-09.04

Генератор 4

II

Кт = 0,2S Ктт = 2000/5 № 38611-08

А

IGDW

08-016211

о о о

о

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,1

± 2,3

В

IGDW

08-016212

С

IGDW

08-016213

ТН

Кт = 0,2 Ктн 10000/\ 3/100/\ 3 № 25475-06

А

UGE

08-014766

В

UGE

08-014767

С

UGE

08-014768

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4

01165742

ИИК-09.05

ГТ-1

II

Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 25477-08

А

GSR 1080D 840

12-019768

о о о

о 00 00

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,1

± 2,1

В

GSR 1080D 840

12-019769

С

GSR 1080D 840

12-019765

ТН

Кт = 0,2 Ктн=220000/\3/100/\3 № 20344-05

А

НАМИ-220 УХЛ1

2062

В

НАМИ-220 УХЛ1

2065

С

НАМИ-220 УХЛ1

2066

ТН

Кт = 0,2 Ктн=220000/\3/100/\3 № 20344-05

А

НАМИ-220 УХЛ1

2068

В

НАМИ-220 УХЛ1

2074

С

НАМИ-220 УХЛ1

2078

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11

A1802RALQ-P4GB-DW-4

01229196

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ИИК-09.06

ГТ-2

II

Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 25477-08

А

GSR 1080D 840

12-019766

о о о

о 00 00

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,1

± 2,1

В

GSR 1080D 840

12-019767

С

GSR 1080D 840

12-019770

ТН

Кт = 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 № 20344-05

А

НАМИ-220 УХЛ1

2062

В

НАМИ-220 УХЛ1

2065

С

НАМИ-220 УХЛ1

2066

ТН

Кт = 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 № 20344-05

А

НАМИ-220 УХЛ1

2068

В

НАМИ-220 УХЛ1

2074

С

НАМИ-220 УХЛ1

2078

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11

A1802RALQ-P4GB-DW-4

01229663

ИИК-09.07

Фид. «Правый берег» яч. 19

II

Кт = 0,5S Ктт = 100/5 № 30709-08

А

ТЛП-10-2

4898

о о о

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,5

± 5,7

± 4,7

В

ТЛП-10-2

4901

С

ТЛП-10-2

4893

ТН

Кт = 0,5 Ктн=3000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015280

В

UGE

08-015283

С

UGE

08-015284

ТН

Кт = 0,5 Ктн=3000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015282

В

UGE

08-015289

С

UGE

08-015292

ТН

Кт = 0,5 Ктн=3000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015278

В

UGE

08-015285

С

UGE

08-015291

ТН

Кт = 0,5 Ктн=3000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015277

В

UGE

08-015279

С

UGE

08-015281

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

01163496

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ИИК-09.08

Фид. Шлюз в/г яч. 21

II

Кт = 0,5S Ктт = 100/5 № 30709-08

А

ТЛП-10-2

4889

о о о

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,5

± 5,7

± 4,7

В

ТЛП-10-2

4902

С

ТЛП-10-2

4900

ТН

Кт = 0,5 Ктн=3000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015280

В

UGE

08-015283

С

UGE

08-015284

ТН

Кт = 0,5 Ктн=3000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015282

В

UGE

08-015289

С

UGE

08-015292

ТН

Кт = 0,5 Ктн=3000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015278

В

UGE

08-015285

С

UGE

08-015291

ТН

Кт = 0,5 Ктн=3000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015277

В

UGE

08-015279

С

UGE

08-015281

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

01168751

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ИИК-09.09

Фид. Шлюз н/г яч. 29

II

Кт = 0,5S Ктт = 150/5 № 30709-08

А

ТЛП-10-2

4904

006

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,5

± 5,7

± 4,7

В

ТЛП-10-2

4908

С

ТЛП-10-2

4907

ТН

Кт = 0,5 Ктн=3000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015280

В

UGE

08-015283

С

UGE

08-015284

ТН

Кт = 0,5 Ктн=3000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015282

В

UGE

08-015289

С

UGE

08-015292

ТН

Кт = 0,5 Ктн=3000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015278

В

UGE

08-015285

С

UGE

08-015291

ТН

Кт = 0,5 Ктн=3000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015277

В

UGE

08-015279

С

UGE

08-015281

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

01168774

ИИК-09.16

РТ-4

II

Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 25477-08

А

GSR 630D 470

12-019771

140 000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,1

± 2,1

В

GSR 630D 470

12-019772

С

GSR 630D 470

12-019773

ТН

Кт = 0,2 Ктн=35000/^3/100/^3 № 46738-11

А

ЗНОЛ.4-35 III

3413

В

ЗНОЛ.4-35 III

3415

С

ЗНОЛ.4-35 III

3416

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11

A1802RALQ-P4GB-DW-4

01246587

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ИИК-09.17

РТ-1

II

Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 № 30709-11

А

ТЛП-10-3

14-8083

о о о

о ci

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,5

± 5,7

± 4,7

В

ТЛП-10-3

14-8084

С

ТЛП-10-3

14-8085

ТН

Кт = 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 № 25475-11

А

UGE

12-019757

В

UGE

12-019759

С

UGE

12-019761

ТН

Кт = 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 № 25475-11

А

UGE

12-019762

В

UGE

12-019763

С

UGE

12-019764

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

01165673

ИИК-09.18

РТ-2

II

Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 № 30709-11

А

ТЛП-10-3

14-8080

о о о

о ci

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,5

± 5,7

± 4,7

В

ТЛП-10-3

14-8081

С

ТЛП-10-3

14-8082

ТН

Кт = 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 № 25475-11

А

UGE

12-019757

В

UGE

12-019759

С

UGE

12-019761

ТН

Кт = 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 № 25475-11

А

UGE

12-019762

В

UGE

12-019763

С

UGE

12-019764

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

01165560

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ИИК-09.19

Фид. «Эл. бойлерная» яч. 6

II

Кт = 0,5S Ктт = 150/5 № 30709-11

А

ТЛП-10-5

14-8074

1 800

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,5

± 5,7

± 4,7

В

ТЛП-10-5

14-8075

С

ТЛП-10-5

14-8076

ТН

Кт = 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015015

В

UGE

08-015016

С

UGE

08-015028

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

01165551

ИИК-09.20

Фид. «Эл. бойлерная» яч. 13

II

Кт = 0,5S Ктт = 400/5 № 30709-11

А

ТЛП-10-5

14-8077

о о 00

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,5

± 5,7

± 4,7

В

ТЛП-10-5

14-8078

С

ТЛП-10-5

14-8079

ТН

Кт = 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015014

В

UGE

08-015018

С

UGE

08-015029

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

01165564

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ИИК-09.21

Фид. 2 яч. 2 «Поселок»

II

Кт = 0,5S Ктт = 150/5 № 30709-08

А

ТЛП-10-5

4230

1 800

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,5

± 5,7

± 4,7

В

ТЛП-10-5

4224

С

ТЛП-10-5

4225

ТН

Кт = 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015015

В

UGE

08-015016

С

UGE

08-015028

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

01168775

ИИК-09.22

Фид. 3 яч. 3 «Поселок»

II

Кт = 0,5S Ктт = 300/5 № 30709-08

А

ТЛП-10-5

4204

3 600

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,5

± 5,7

± 4,7

В

ТЛП-10-5

4206

С

ТЛП-10-5

4205

ТН

Кт = 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3 № 25475-06

А

UGE

08-015015

В

UGE

08-015016

С

UGE

08-015028

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

01168815

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ИК-).23

Фид. 4 яч. 10 «Посе лок»

II

Кт = 0,5S Ктт = 200/5 № 30709-08

А

ТЛП-10-5

4201

2 400

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 5,5

± 3,2

В

ТЛП-10-5

4203

S °

С

ТЛП-10-5

4202

ТН

Кт = 0,5

Ктн 6000/\3/100/\3 № 25475-06

А

UGE

08-015014

В

UGE

08-015018

С

UGE

08-015029

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4

01168589

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; сила ток (1 - 1,2) 1ном, cosф = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (18 - 25) °С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,02 - 1,2) Ihom; 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60°С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 65 °С; для УСПД от минус 10 °С до 55 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 0,02^ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10°С до 35°С

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «ТГК-1» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120000 ч., время восстановления работоспособности Тв=24 ч.;

- устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 100 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

КГ_АИИС = 0,98 - коэффициент готовности;

ТО_ИК (АИИС) = 5868 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

- Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

- Стойкость к электромагнитным воздействиям;

- Ремонтопригодность;

- Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

- Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

- Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

- журнал событий счетчика:

- параметрирование;

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в счетчике.

- журнал событий ИВКЭ:

- параметрирование;

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в УСПД.

- журнал событий ИВК:

- 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.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- сервера БД;

- защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на промконтроллер (УСПД);

- установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Нижне-Свирской ГЭС-9 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ Нижне-Свирской ГЭС-9 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество

Трансформаторы тока IGDW

12 шт.

Трансформаторы тока GSR 1080D 840

6 шт.

Трансформаторы тока ТЛП-10-2

9 шт.

Трансформаторы тока GSR 630D 470

3 шт.

Трансформаторы тока ТЛП-10-3

6 шт.

Трансформаторы тока ТЛП-10-5

15 шт.

Трансформаторы напряжения UGE

36шт.

Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1

6 шт.

Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.4-35 III

3 шт.

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800

17 шт.

Устройство сбора и передачи данных RTU-325L

1 шт.

Сервер базы данных

1 шт.

АРМ оператора

1 шт.

Методика поверки

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Поверка

Осуществляется по документу МП 58251-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Нижне-Свирской ГЭС-9 филиала «Невский»ОАО «ТГК-1». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- счетчиков типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» 19 мая 2006 г. - для счетчиков по Госреестр № 31857-06; в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные

Лист № 17

Всего листов 18 многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. - для счетчиков по Госреестр № 31857-11;

- устройства сбора и передачи данных типа RTU-325L - в соответствии с

документом «Устройство сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 году;

- средства измерений по МИ 3195-2009   «ГСИ.Мощность   нагрузки

трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ.Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в Проектной документации, шифр 012012/001.02-ПД, 012012/001.02-Д1.ПД на Автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии Нижне-Свирской ГЭС-9 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) Нижне-Свирской ГЭС-9 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1»

1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

5. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

6. ТУ 4228-011-29056091-11 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Технические условия».

7. Проектная документация, шифр 012012/001.02-ПД, 012012/001.02-Д1.ПД на Автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии Нижне-Свирской ГЭС-9 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание