Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Волховские городские электрические сети
Номер в ГРСИ РФ: | 55683-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
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 |
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
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 1687/550-2013 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 7 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
55683-13: Описание типа СИ | Скачать | 140.1 КБ |
Описание типа
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 № 2882205), УСПД RTU-325 (Госреестр № 19495-03), устройство синхронизации времени УСВ-1 (Гос-реестр № 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, кВтч) 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.
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 |
d79874d10fc2b156a0fd 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 |
Продолжение таблицы 1
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
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав ИИК |
Вид элек-троэнер-гии | ||||
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; Госреестр № № 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 Г осреестр № 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; Госреестр № 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 Г осреестр № 31857-06 |
Активная Реактивная | ||
3 |
ПС № 378 «Обитай», РУ-10 кВ, яч. 10, ф. 378-06 |
ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 2626; 5717; Госреестр № 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 Г осреестр № 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; Госреестр № 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 Г осреестр № 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; Госреестр № 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 Г осреестр № 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; Госреестр № 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 Г осреестр № 31857-06 |
Активная Реактивная | ||
7 |
ПС № 378 «Обитай», РУ-10 кВ, яч. 25, ф. 378-15 |
ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 1819; 1820; Госреестр № 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 Г осреестр № 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; Госреестр № 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 Г осреестр № 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 Г осреестр № 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; Госреестр № 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 Г осреестр № 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 Г осреестр № 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 Г осреестр № 36355-07 |
Активная Реактивная |
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; Госреестр № 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 Г осреестр № 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; Госреестр № 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 Г осреестр № 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 Г осреестр № 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 Г осреестр № 27779-04 |
Активная Реактивная | ||
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 Г осреестр № 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 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-325 Зав. № 002172 Госреестр № 19495-03 |
Активная Реактивная |
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 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-325 Зав. № 002172 Г осреестр № 19495-03 |
HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003 |
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/^3/ 100/^3 Зав. № 8729845; 8729843; 8729844; Госреестр № 15853-06 |
A1802 RALQ- P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01173585 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325 Зав. № 004781 Госреестр №37288-08 |
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/^3/ 100/^3 Зав. № 8729846; 8729842; 8729847; Госреестр № 15853-06 |
A1802 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01173587 Г осреестр № 31857-06 |
Активная Реактивная |
Таблица 3
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допус активной элект] |
каемой относительной погрешности ИИК при измерении рической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % | ||
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 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 |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % | |||
I1(2)- I изм< I 5 % |
I5 %- I изм< I 20 % |
I 20 %- I изм< I 100 % |
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 61(2>%P и 51(2)%q для cosф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 61(2)%P и 31(2)%Q для cosф<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^Uhom до 1,02^Uhom;
• сила тока от 1ном до 1,2-Ihom, cosф=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^Uhom до 1,1-Uhom;
• сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 11, 12, 15 - 19, 21, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom 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 |
2 |
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
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.