Назначение
Система 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.
Описание
Принцип 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 31819.22-2012, измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) 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 «АльфаТЦЕНТР», в качестве СБД применен компьютер на базе серверной платформы HP Proliant DL360 G5 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 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.
Перечень измерительных каналов системы с указанием измерительных компонентов представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов системы
| № ИК | Наименование присоединения | ТТ | ТН | 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/V3 КТ 0,5 | A1800RALQ- 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/V3/100/V3 КТ 0,5 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 3 | 3Г | ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S | ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15000/V3/100/V3 КТ 0,5 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 4 | 4Г | ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S | ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15000/V3/100/V3 КТ 0,5 | A1800RALQ- 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/V3/100/V3 КТ 0,5 | A1800RALQ- 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 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 7 | 7Г | ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S | ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15000/V3/100/V3 КТ 0,5 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 8 | 8Г | ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S | ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15000/V3/100/V3 КТ 0,5 | A1800RALQ- 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.) 15000/V3/100/V3 КТ 0,5 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 10 | 10Г | ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S | ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15000/V3/100/V3 КТ 0,5 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 11 | 11Г | ТШ-05 (6 шт.) 14000/2,5 КТ 0,2S | ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 15000/V3/100/V3 КТ 0,5 | A1800RALQ- 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/V3/100/V3 КТ 0,5 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 13 | 1АН | ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 | Прямое включение счетчика | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 14 | 2АН | ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 | то же | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 15 | 3АН | ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 | то же | A1800RALQ- 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 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 17 | 5АН | ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 | то же | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 18 | 6АН | ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 | то же | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 19 | 7АН | ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 | то же | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 20 | 8АН | ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 | то же | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 21 | 9АН | ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 | то же | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 22 | 10 АН | ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 | то же | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 23 | 11АН | ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 | то же | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 24 | 12 АН | ТНШЛ-0,66 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5 | то же | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 25 | АТ1 ЦКРУ-6 кВ | ТПШЛ-10 (3 шт.) 2000/5 КТ 0,5 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 | A1800RALQ- 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 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 27 | Возб 5Г | GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 | Из состава канала 5 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 28 | Возб 6Г | GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 | Из состава канала 6 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 29 | Возб 7Г | GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 | Из состава канала 7 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 30 | Возб 8Г | GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 | Из состава канала 8 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 31 | Возб 9Г | GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 | Из состава канала 9 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 32 | Возб 10Г | GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 | Из состава канала 10 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 33 | Возб 11Г | GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 | Из состава канала 11 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 34 | Возб 12Г | GSR450/290 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 | Из состава канала 12 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 35 | С-281 ВЛ 110 кВ Красноярская ГЭС -Гидростроитель I цепь | SB 0,8 (3 шт.) 600/5 КТ 0,2 | UTD-123 (3 шт.) 110000/V3/100/V3 КТ 0,2 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 36 | С-282 ВЛ 110 кВ Красноярская ГЭС -Гидростроитель II цепь | SB 0,8 (3 шт.) 600/5 КТ 0,2 | UTD-123 (3 шт.) 110000/V3/100/V3 КТ 0,2 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 37 | ВЛ 220 кВ Красноярская ГЭС -Дивногорская I цепь | SB 0,8 (3 шт.) 600/5 КТ 0,2 | НАМИ-220 (3 шт.) 220000/V3/100/V3 КТ 0,2 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 38 | ВЛ 220 кВ Красноярская ГЭС -Дивногорская II цепь | SB 0,8 (3 шт.) 600/5 КТ 0,2 | Из состава канала 37 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 39 | ВЛ 220 кВ Красноярская ГЭС -Левобережная I цепь | SB 0,8 (3 шт.) 600/5 КТ 0,2 | TEMP-245 (3 шт.) 220000/V3/100/V3 КТ 0,2 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 40 | ВЛ 220 кВ Красноярская ГЭС -Левобережная II цепь | JR 0,5 (3 шт.) 2000/1 КТ 0,2 | Из состава канала 39 | A1800RALQ- 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.) 220000/V3/100/V3 КТ 0,2 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 42 | ВЛ 500 кВ Красноярская ГЭС - Енисей № 1 | SAS 550 (3 шт.) 3000/1 КТ 0,2S | TEMP-550 (6 шт.) 500000/V3/100/V3 КТ 0,2 | A1800RALQ- 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 | TEMP-550 (6 шт.) 500000/V3/100/V3 КТ 0,2 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 44 | ВЛ 500 кВ Красноярская ГЭС -Назаровская ГРЭС № 1 | SAS 550 (3 шт.) 3000/1 КТ 0,2S | TEMP-550 (6 шт.) 500000/V3/100/V3 КТ 0,2 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 45 | ВЛ 500 кВ Красноярская ГЭС -Назаровская ГРЭС № 2 | SAS 550 (3 шт.) 3000/1 КТ 0,2S | TEMP-550 (6 шт.) 500000/V3/100/V3 КТ 0,2 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 46 | КРУН-1 сек. | ТПК-10 (3 шт.) 2000/5 КТ 0,5 | НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 47 | КРУН-2 сек. | ТПК-10 (3 шт.) 2000/5 КТ 0,5 | НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 48 | ТСН-1В | ТОЛ-СЭЩ-10 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 | ЗНОЛ.06 (3 шт.) 6300/V3/100/V3 КТ 0,2 | A1800RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
| 49 | ТСН-2В | ТОЛ-СЭЩ-10 (3 шт.) 400/5 КТ 0,5 | Из состава канала 48 | A1800RALQ- 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 3. Замену оформляют актом в установленном на ПАО "Красноярская ГЭС" порядке и записью в формуляре системы. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
Программное обеспечение
В 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 | «Альф аТ ЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.9.6.0 |
| 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.
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 ф = 1 | cos ф = 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 ф = 1 | sin ф = 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 cos9 = 1 (sin9 = 1) рассчитывают при соответствующих значениях погрешностей средств измерений, входящих в канал, по формуле, приведенной в методике поверки МП 169-262-2016. |
Таблица 4 - Технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| 1 | 2 |
| Номинальное линейное напряжение ином на входах системы, В (в рабочих условиях 0,9-иШм < ином < 1,1 ином) | 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 !ном на входах системы, А (в рабочих условиях 0,2ТШм < ^ом < 1,2ТШм для каналов с 01 по 12 и 0,05ТШм < Ъюм < 1,2Тном 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, °С: 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 |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационных документов АИИС КУЭ печатным способом.
Комплектность
Полная 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 АИ | Э У К С И |
| Наименование | Обозначение | Коли чество, 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 | Т0Л-СЭЩ-10 | 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 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 | 16687-02 |
| Трансформатор напряжения | ЗН0Л.06 | 6 | 3344-04 |
| Счетчик электронный | A1802RALQ-P4GB-DW4 | 49 | 31857-06 |
| Преобразователь RS232/RS485 | NPort 6450 | 9 | |
| Сервер | HP Proliant DL60 G5 | 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 | |
Поверка
осуществляется по документу МП 169-262-2016 "ГСИ. 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 A1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утверждённой ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- источник сигналов точного времени ±10-4 с от шкалы времени UTC(SU) (Интернет-ресурс www.ntp1.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.
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
66653-17: Методика поверки МП 169-262-2016Скачать4.9 Мб