Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Волховские городские электрические сети

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55683-13
Производитель / заявитель: ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Волховские городские электрические сети поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55683-13: Описание типа СИ Скачать 140.1 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55683-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Волховские городские электрические сети
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 1687/550-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1389 п. 28 от 28.11.2013
Производитель / Заявитель

ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Волховские городские электрические сети (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ, выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:

1-ый    уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822

05), УСПД RTU-325 (Госреестр № 19495-03), устройство синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), устройство синхронизации времени УССВ-35 HVS, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы базы данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго», УССВ УСВ-1, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

-    хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

-    передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

-    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;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч) передаются в целых числах кВт-ч.

На ПС № 378 «Обитай», ПС № 393 «Волхов», ФРУ-10 кВ и ПС № 553 «Валим» установлены УСПД (СИКОН С70 на ПС № 378 «Обитай» и ПС № 393 «Волхов», RTU-325 в ФРУ-10 кВ и ПС № 553 «Валим»), которые один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики ИИК 1 - 10. 18 - 21, также в них осуществляется вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчиках коэффициенты трансформации выбраны равными единице, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.

Сервер ОАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК 1 - 10 и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).

Сервер ОАО «ЛОЭСК» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК 18 - 21 и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Также сервер ОАО «ЛОЭСК» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD опрашивает счетчики ИИК 11 - 17 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Далее сервер ОАО «ЛОЭСК» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации для счетчиков ИИК 11 - 17, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.

Серверы ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные коммерческого учета на сервер ООО «РКС-энерго». Сервер ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от серверов ОАО «ЛОЭСК», ОАО «Ленэнерго», на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер ООО «РКС-энерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.

Лист № 3 Всего листов 12

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, УСПД, серверов базы данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго». В качестве устройств синхронизации времени используются УСВ-1 и УССВ-35 HVS.

Сравнение показаний часов серверов базы данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК»,

ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов серверов базы данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов серверов базы данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 1 - 10 и УСВ-1 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация часов УСПД ИИК 1 - 10 и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов УСПД ИИК 1 - 10 и УСВ-1.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 18 - 21 и УССВ-35 HVS происходит один раз в час. Синхронизация часов УСПД ИИК 18 - 21 и УССВ-35 HVS осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 18 - 21 и УССВ-35 HVS на величину более чем ±500 мс.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 10, 18 - 21 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 - 10, 18 - 21 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 10, 18 - 21 и УСПД на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 11 - 17 и сервера ОАО «ЛОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 11 - 17 и сервера ОАО «ЛОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 11 - 17 и сервера на величину более чем ±2 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование

файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

6

ПО «Пирамида 2000»

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219065d6 3da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c83f

7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b 156a0fd c27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb3cc

ea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b737261328c d77805bd1ba7

MD5

1

2

3

4

5

6

ПО «Пирамида 2000»

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664945

21f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055bb

2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida. dll

3

ecf532935ca1a3fd3215

049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc23ecd

814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e2884f

5b356a1d1e75

MD5

ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3. Таблица 2

о , W

£ s s

Наименование

объекта

Состав ИИК

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПС № 378 «Обитай», РУ-10 кВ, яч. 7, ф. 378-03

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 1316; 1233;

Г осреестр № № 247305

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 4655; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160137 Госреестр № 31857-06

СИКОН С70 Зав. № 03924 Госреестр № 28822-05

HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003

Активная

Реактивная

2

ПС № 378 «Обитай», РУ-10 кВ, яч. 8, ф. 378-04

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 6144; 2486;

Г осреестр № 2473-05

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 4655; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160100 Госреестр № 31857-06

Я §

а 3

Н Ё %

Ае

АР

3

ПС № 378 «Обитай», РУ-10 кВ, яч. 10, ф. 378-06

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 2626; 5717;

Г осреестр № 2473-05

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 4655; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01155280 Госреестр № 31857-06

Активная

Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

4

ПС № 378 «Обитай», РУ-10 кВ, яч. 17, ф. 378-09

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 5747; 2631;

Г осреестр № 2473-05

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1066; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160128 Госреестр № 31857-06

СИКОН С70 Зав. № 03924 Госреестр № 28822-05

HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003

5

ПС № 378 «Обитай», РУ-10 кВ, яч. 23, ф. 378-13

ТЛМ-10

кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 4690; 2508;

Г осреестр № 2473-05

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 4655; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160460 Госреестр № 31857-06

Активная

Реактивная

6

ПС № 378 «Обитай», РУ-10 кВ, яч. 24, ф. 378-14

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 5432; 3805;

Г осреестр № 2473-05

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1066; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160188 Госреестр № 31857-06

“ 1

н ^

* с§

Ае

АР

7

ПС № 378 «Обитай», РУ-10 кВ, яч. 25, ф. 378-15

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 1819; 1820;

Г осреестр № 2473-05

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 4655; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160649 Госреестр № 31857-06

Активная

Реактивная

8

ПС № 378 «Обитай», РУ-10 кВ, яч. 26, ф. 378-16

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 2682; 2687;

Г осреестр № 2473-05

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1066; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160323 Госреестр № 31857-06

Активная

Реактивная

9

ПС № 393 «Волхов», РУ-10 кВ, яч. 12, ф. 393-12

ТВК кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 22072; 22127; Госреестр № 8913-82

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 4132; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160292 Госреестр № 31857-06

СИКОН С70 Зав. № 02617 Госреестр № 28822-05

Активная

Реактивная

10

ПС № 393 «Волхов», РУ-10 кВ, яч. 23, ф. 393-23

ТВЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 6437; 6434;

Г осреестр № 1856-63

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1904; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160182 Госреестр № 31857-06

Активная

Реактивная

11

КТПН № 545, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ

ТШП-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 0043571; 0043497; 0042657; Госреестр № 1517306

-

ПСЧ-4ТМ.05.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0305083606 Госреестр № 27779-04

-

Активная

Реактивная

12

КТПН № 38, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ

Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 255524; 255525;255526; Госреестр № 3638207

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0608112747 Госреестр № 36355-07

Я § а 8 J *

Ае

АР

1

2

3

4

5

6

7

8

13

РП-1,

РУ-10 кВ, яч. 06, ф. 04

ТОЛ-10-I кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 28974; 29952;

Г осреестр № 1512807

НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3865; Госреестр № 831-53

НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3902; Госреестр № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0608100082 Госреестр № 36355-07

-

HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003

Активная

Реактивная

14

РП-1,

РУ-10 кВ, яч. 07, ф. 05

ТОЛ-10-I кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 20674; 18952;

Г осреестр № 1512807

НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3865; Госреестр № 831-53

НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3902; Госреестр № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0304080103 Госреестр № 27779-04

Активная

Реактивная

15

КТПН № 312 (33),

РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ

Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 843192; 460283; 460286; Госреестр № 2265607

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0608112766 Госреестр № 36355-07

Активная

Реактивная

16

КТПН № 797, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ

ТОП-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 0034752; 0035440; 0035460; Госреестр № 1517406

-

ПСЧ-4ТМ.05.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0305083564 Госреестр № 27779-04

Я §

а 3

Н Ё %

Ае

АР

17

ЗТП № 791, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ

ТШП-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 0041279; 0041297; 0041286; Госреестр № 1517306

-

ПСЧ-4ТМ.05.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0305081364 Госреестр № 27779-04

Активная

Реактивная

18

ФРУ-10 кВ, яч. 1,

ф. РП-2 К1

ТПОЛ-10 кл. т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 436 347;

333;

Госреестр № 1261-02

НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 0042; Госреестр № 16687-07 НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 0251; Госреестр № 16687-07

EA05-RAL-B-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01127816 Госреестр № 16666-97

RTU-325 Зав. № 002172 Госреестр №19495-03

Я s

а 3

н Ё %

Ае

АР

1

2

3

4

5

6

7

8

19

ФРУ-10 кВ, яч. 2,

ф. РП-2 К2

ТПОЛ-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 1400 1408;

1402;

Госреестр № 1261-08

НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 0042; Госреестр № 16687-07 НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 0251; Госреестр № 16687-07

EA05-RAL-B-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01127817 Госреестр № 16666-97

3

221 3° ^

й ^ & R. с ве ае го а с о Г

5

О m

о g

34

L8

7

M6

nt42

ol

£ 3

Рч ГО

H

Активная

Реактивная

20

ПС № 553 «Валим» ОРУ-110 кВ, ЛВ-3

TG145N кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 04487; 04488;

04489; Госреестр № 3048905

CPB 123 кл.т. 0,5 110000/V3/ 100/V3 Зав. № 8729845; 8729843; 8729844; Госреестр № 15853-06

A1802 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01173585 Госреестр № 31857-06

00

0

-

8

лл ОО

2? (N

3°^

й ^ & R. с R ве ае го а с о

U

Активная

Реактивная

21

ПС №553 «Валим», ОРУ-110 кВ, ЛБрж-3

TG145N кл. т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 03151; 03152;

03153; Госреестр № 3048905

CPB 123 кл.т. 0,5 110000/V3/ 100/V3 Зав. № 8729846; 8729842; 8729847; Госреестр № 15853-06

A1802 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01173587 Госреестр № 31857-06

Активная

Реактивная

Таблица 3

Номер ИИК

cos9

Пределы допус активной элект]

каемой относительной погрешности ИИК при измерении рической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)£ 1 изм< 1 5 %

I5 %£ 1 изм< 1 20 %

I 20 %£ I изм< I 100 %

I100 %£ I изм£ I 120 %

1

2

3

4

5

6

1 - 10, 13, 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,6

0,9

-

±2,7

±1,9

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,9

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,1

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,7

18, 19 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

±2,4

±1,7

±1,6

±1,6

0,9

±2,8

±1,9

±1,7

±1,7

0,8

±3,3

±2,2

±1,9

±1,9

0,7

±3,9

±2,5

±2,1

±2,1

0,5

±5,7

±3,4

±2,7

±2,7

11, 12, 15 - 17 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S)

1,0

±2,3

±1,6

±1,5

±1,5

0,9

±2,7

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±3,2

±2,1

±1,7

±1,7

0,7

±3,8

±2,4

±1,9

±1,9

0,5

±5,5

±3,2

±2,4

±2,4

20

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)

1,0

-

±1,9

±1,2

±1,0

0,9

-

±2,4

±1,4

±1,2

0,8

-

±2,9

±1,7

±1,4

0,7

-

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,3

21

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)

1,0

±1,3

±1,0

±0,9

±0,9

0,9

±1,4

±1,1

±1,0

±1,0

0,8

±1,6

±1,2

±1,1

±1,1

0,7

±1,8

±1,3

±1,2

±1,2

0,5

±2,4

±1,8

±1,6

±1,6

1

2

3

4

5

6

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)£ 1 изм< 1 5 %

I5 %£ 1 изм< 1 20 %

0

0

К

ч

20

I100 %£ I изм£ I 120 %

1 - 10, 13, 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,9

-

±7,2

±4,0

±3,1

0,8

-

±5,2

±3,1

±2,6

0,7

-

±4,3

±2,7

±2,3

0,5

-

±3,5

±2,3

±2,1

18, 19 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,9

±12,1

±4,8

±3,3

±3,1

0,8

±10,1

±3,7

±2,6

±2,6

0,7

±9,4

±3,3

±2,4

±2,3

0,5

±8,7

±2,9

±2,2

±2,1

11, 12, 15 - 17 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0)

0,9

±6,5

±4,8

±4,0

±4,0

0,8

±6,5

±4,1

±3,6

±3,6

0,7

±6,4

±3,9

±3,5

±3,5

0,5

±6,4

±3,7

±3,3

±3,3

20

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5)

0,9

-

±6,5

±3,6

±2,7

0,8

-

±4,5

±2,5

±2,0

0,7

-

±3,6

±2,1

±1,7

0,5

-

±2,8

±1,7

±1,4

21

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5)

0,9

±5,7

±2,5

±1,9

±1,9

0,8

±4,7

±2,0

±1,5

±1,5

0,7

±4,3

±1,7

±1,4

±1,3

0,5

±4,0

±1,5

±1,2

±1,2

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1.    Погрешность измерений 5i(2)%P и 5i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

4.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение от 0,98-ином до 1,02-ином;

•    сила тока от 1ном до 1,21ном, cosj=0,9 инд;

•    температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение питающей сети 0,9-ином до 1,1ином;

•    сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 11, 12, 15 - 19, 21, от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 1 - 10, 13, 14, 20;

•    температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 52425-2005, ГОСТ 26035-83;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

•    счетчики электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

•    счетчики электроэнергии ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

•    счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

•    счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

•    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

•    УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

•    УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

•    для счетчика Тв < 2 часа;

•    для УСПД Тв < 2 часа;

•    для сервера Тв < 1 час;

•    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

•    для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

•    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

•    панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

•    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;

•    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

•    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

•    фактов параметрирования счетчика;

•    фактов пропадания напряжения;

•    фактов коррекции времени. в журнале УСПД:

•    - параметрирования;

•    - пропадания напряжения;

•    - коррекции времени в счетчике и УСПД;

•    - пропадание и восстановление связи со счетчиком Возможность коррекции времени в:

•    счетчиках (функция автоматизирована);

•    УСПД(функция автоматизирована);

•    ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

•    счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

•    счетчик электроэнергии ЕвроАльфа тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 74 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

•    счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

•    счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 56 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

•    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений

- не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4

Наименование

Тип

Кол.

1

2

3

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

4

Трансформатор тока

Т-0,66

6

Трансформатор тока

ТЛМ-10

16

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

2

Трансформатор тока

ТВК

2

Трансформатор тока

ТШП-0,66

6

Трансформатор тока

TG145N

6

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

6

Трансформатор тока

ТОП-0,66

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-10

2

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

2

Трансформатор напряжения

CPB 123

6

Счетчик электроэнергии

A1805 RALQ-P4GB-DW-4

10

Счетчик электроэнергии

A1802 RALQ-P4GB-DW-4

2

Счетчик электроэнергии

EA05-RAL-B-4

2

Счетчик электроэнергии

ПСЧ-4ТМ.05М.04

2

Счетчик электроэнергии

ПСЧ-4ТМ.05М

1

Счетчик электроэнергии

ПСЧ-4ТМ.05

1

Счетчик электроэнергии

ПСЧ-4ТМ.05.04

3

УСПД

СИКОН С70

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

6

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS 500 RM

2

УСПД

RTU-325

2

Устройство синхронизации времени

35HVS

1

1

2

3

Контроллер

СИКОН ТС65

8

GSM Модем

Siemens MC35i

1

Сервер ОАО «ЛОЭСК»

HP Proliant ML350 G5

1

Источник бесперебойного питания

APC Smart - UPS 1000 RMXL 3U

1

Сервер БД ООО «РКС-Энерго»

Intel Xeon

1

Информационно-вычислительный комплекс

«ИКМ-Пирамида»

1

Коммутатор

D-Link DES-3128

1

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS RM 1000

1

Сервер ОАО «Ленэнерго»

HP ProLiant ML370G5

1

Сервер портов RS-232

Moxa NPort 5610

1

Коммутатор

D-Link DES-1008

1

Источник бесперебойного питания

Rittal DK 7857.403

1

GSM модем

Siemens MC35i

1

Шлюз передачи данных от 2-х портов RS-232/422/485

ADAM-4570

1

Модемный блок

Zyxel RS-1612

1

Сервер ОАО «ТГК-1»

HP Proliant ML350 G5

1

GSM модем

Siemens MC35i

1

Источник бесперебойного питания

APC Smart - UPS 1000 RMXL 3U

1

Факс-модем

Zyxel U-336E

Методика поверки

МП 1687/550-2013

1

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.312 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1687/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-

энерго» по ГТП Волховские городские электрические сети. Методика поверки», утвержденному

ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2013 года.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

-    счетчиков электроэнергии Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;

-    счетчиков ЕвроАльфа - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;

-    УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

-    ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-    УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

-    термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Волховские городские электрические сети». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0126/2013-01.00324-2011 от 29.05.2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго» по ГТП Волховские городские электрические сети

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

2    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4    ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5    ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6    ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7    ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Смотрите также