Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам ПС-294 "Колтуши", ПС "Восточная", "Сосновоборские ГЭС", "Тосненские ГЭС"
| Номер в ГРСИ РФ: | 63846-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам ПС-294 «Колтуши», ПС «Восточная», «Сосновоборские ГЭС», «Тосненские ГЭС» (далее по тексту - АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» Волгоградское РДУ и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 63846-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам ПС-294 "Колтуши", ПС "Восточная", "Сосновоборские ГЭС", "Тосненские ГЭС" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 325 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 63846-16: Описание типа СИ | Скачать | 123.8 КБ | |
| 63846-16: Методика поверки РТ-МП-3076-500-2015 | Скачать | 1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам ПС-294 «Колтуши», ПС «Восточная», «Сосновоборские ГЭС», «Тосненские ГЭС» (далее по тексту - АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» Волгоградское РДУ и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый 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.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), УСПД RTU-325H (Госреестр № 44626-10), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), УССВ-35 HVS, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя включает в себя коммуникационный сервер филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, сервер базы данных (СБД) филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, серверы АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго», УССВ УСВ-1, УССВ-35 HVS, 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 (один 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 (один 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 (один 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.
УСПД СИКОН С70, установленное на ПС № 333 110/10 кВ, и УСПД RTU-325H, установленное на ПС «Восточная» 330/110/35/10/6 кВ, один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики ИИК 3-6, считывают параметры электросети и 30-минутный профиль мощности. Считанные профили используются УСПД для вычисления значений электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. В счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены, коэффициенты трансформации установлены равными единице. УСПД выступают в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.
Коммуникационный сервер филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада автоматически опрашивает УСПД ИИК № 3 - 4 и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных, расположенную на сервере баз данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада.
СБД ПАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК № 5 - 6 и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.
СБД АО «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 (модемное соединение) опрашивает счетчики ИИК 1, 2, 7, 8 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий счётчиков. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер баз данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада в автоматическом режиме один раз в сутки формирует отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляет данные коммерческого учета на сервер базы данных ООО «РКС-энерго».
Данные измерений, а также данные о состоянии технических и программных средств ИИК, ИВКЭ (журналы событий, статусы работоспособности каналов), по точкам измерения, опрашиваемым СБД ПАО «Ленэнерго» и СБД АО «ЛОЭСК», в автоматическом режиме один раз в сутки передаются на СБД ООО «РКС-энерго» по межмашинному обмену с использованием средств репликации БД ИИС «Пирамида».
СБД ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от СБД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, СБД ПАО «Ленэнерго» и СБД АО «ЛОЭСК», на жесткий диск с последующим импортом информации в БД СБД 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 УСВ, счетчиков, УСПД, серверов филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго». В качестве УСВ используются УСВ-1 и УССВ-35 HVS, к которым подключены GPS-приемники. УСВ-1, УССВ-35 HVS осуществляют прием сигналов точного времени от GPS-приемников непрерывно.
Сравнение показаний часов СБД ПАО «Ленэнерго», СБД АО «ЛОЭСК», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в час. Синхронизация часов СБД ПАО «Ленэнерго», СБД АО «ЛОЭСК», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов СБД ПАО «Ленэнерго», СБД АО «ЛОЭСК», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов СБД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада и УССВ-35 HVS происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в час. Синхронизация часов СБД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада и УССВ-35 HVS осуществляется независимо от показаний часов СБД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада и УССВ-35 HVS.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 3, 4 и УССВ-35 HVS происходит один раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 3, 4 и УССВ-35 HVS на величину более чем ±500 мс.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 5, 6 и УСВ-1 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов УСПД ИИК 5, 6 и УСВ-1.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 3 -6 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 3 - 6 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1, 2, 7, 8 и СБД АО «ЛОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1, 2, 7, 8 и СБД АО «ЛОЭСК» на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Пирамида 2000» представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Пирамида 2000»
|
Идентиф икаци-онное наименование ПО |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
MD5 |
|
CalcLeakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
|
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
MD5 |
|
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
|
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
MD5 |
|
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
MD5 |
|
ParseModbus.dll |
3 |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
MD5 |
Продолжение таблицы 1
|
Идентиф икаци-онное наименование ПО |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ParsePiramida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
MD5 |
|
SynchroNSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
|
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
ТП-298 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ |
ТТЭ кл. т. 0,5S Ктт = 1500/5 Зав. № 10848; 10850; 10853 Г осреестр № 52784-13 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0622121163 Г осреестр № 36355-07 |
_ |
СБД АО «ЛОЭСК», СБД ООО «РКС-Энерго» |
Активная Реактивная |
|
2 |
ТП-298 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-2 ввод 0,4 кВ |
ТТЭ кл. т. 0,5S Ктт = 1500/5 Зав. № 10871; 10873; 10874 Г осреестр № 52784-13 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0622120928 Г осреестр № 36355-07 |
Активная Реактивная | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
3 |
ПС "Восточная" 330/110/35/10/6 кВ, ОРУ 110 кВ, 3с 110 кВ,яч.25, КВЛ 110 кВ ф. Слобода-1 |
CA 123 кл. т. 0,2S Ктт = 1000/1 Зав. № 13006193/4; 13006193/5; 13006193/6 Г осреестр № 23747-12 |
UTD 123 кл. т. 0,2 Ктн = 110000:^3/ /100:^3 Зав. № 0808799/21; 0808799/19; 0808799/20 Г осреестр № 23748-02 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01210613 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325H Зав. № 004782 Госреестр № 44626-10 |
КС филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, СБД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, СБД ООО «РКС-Энерго» |
Активная Реактивная |
|
4 |
ПС "Восточная" 330/110/35/10/6 кВ, ОРУ 110 кВ, 1с 110 кВ,яч.34, КВЛ 110 кВ ф. Слобода-2 |
CA 123 кл. т. 0,2S Ктт = 1000/1 Зав. № 13006193/1; 13006193/2; 13006193/3 Г осреестр № 23747-12 |
UTD 123 кл. т. 0,2 Ктн = 110000:^3/ /100:^3 Зав. № 0808799/24; 0808799/22; 0808799/23 Г осреестр № 23748-02 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01210617 Г осреестр № 31857-06 |
Активная Реактивная | ||
|
5 |
ПС №333 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш., яч.32, ф. 333-32 |
ТЛК кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 1123130000003; 1123130000005; 1123130000006 Г осреестр № 42683-09 |
НТМИ-10-66 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1807 Г осреестр № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603120502 Г осреестр № 36355-07 |
СИКОН С70 Зав. № 03828 Госреестр № 28822-05 |
СБД ПАО «Ленэнерго», СБД ООО «РКС-Энерго» |
Активная Реактивная |
|
6 |
ПС №333 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш., яч.29, ф. 333-29 |
ТЛК кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 1123130000001; 1123130000002; 1123130000004 Г осреестр № 42683-09 |
НТМИ-10 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 531 Г осреестр № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603120079 Г осреестр № 36355-07 |
Активная Реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
7 |
ПС-500 110/35/10 кВ, ОРУ-2 10 кВ, яч. 13 |
ТПЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 8518; 8407 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-10 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 120 Г осреестр № 831-53 |
МТ 851 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 34873765 Г осреестр № 27724-04 |
_ |
СБД АО «ЛОЭСК», СБД ООО «РКС-Энерго» |
Активная Реактивная |
|
8 |
ПС-500 110/35/10 кВ, ОРУ-2 10 кВ, яч. 15 |
ТПЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 52972; 43991 Г осреестр № 1276-59 |
МТ 851 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 34873760 Г осреестр № 27724-04 |
Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
1100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1, 2 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,8 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±5,6 |
±3,2 |
±2,4 |
±2,4 | |
|
3, 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
5, 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,4 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,9 |
±2,8 |
±2,0 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,8 |
±3,3 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,9 |
±2,5 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±5,7 |
±3,5 |
±2,7 |
±2,7 | |
|
7, 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,3 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,9 |
- |
±2,7 |
±1,9 |
±1,8 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,2 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,9 |
±2,5 |
±2,1 | |
|
0,5 |
- |
±5,7 |
±3,4 |
±2,7 | |
Продолжение таблицы 3
|
Номер ИИК |
simp |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
1100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1, 2 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) |
0,44 |
±6,5 |
±4,8 |
±4,0 |
±4,0 |
|
0,6 |
±5,1 |
±4,2 |
±3,7 |
±3,7 | |
|
0,71 |
±4,6 |
±3,9 |
±3,5 |
±3,5 | |
|
0,87 |
±4,1 |
±3,7 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
3, 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) |
0,44 |
±2,6 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 |
|
0,6 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,71 |
±2,0 |
±1,8 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,87 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
5, 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,44 |
±6,7 |
±5,0 |
±4,3 |
±4,3 |
|
0,6 |
±5,2 |
±4,3 |
±3,8 |
±3,8 | |
|
0,71 |
±4,6 |
±4,0 |
±3,6 |
±3,6 | |
|
0,87 |
±4,1 |
±3,8 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
7, 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,44 |
- |
±7,2 |
±4,5 |
±3,2 |
|
0,6 |
- |
±5,3 |
±3,1 |
±2,6 | |
|
0,71 |
- |
±4,4 |
±2,7 |
±2,4 | |
|
0,87 |
- |
±3,6 |
±2,4 |
±2,2 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для coso=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для coso- 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 Ihom до 1,2^Ihom, coso=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 № 1 - 6, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 7, 8;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С 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 ИИК № 1 - 6 по ГОСТ Р 52323-2005, ИИК № 7, 8 по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии ИИК № 1 - 6 по ГОСТ Р 52425-2005, ИИК № 7, 8 по ГОСТ 26035-83;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. 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 Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчик МТ 851 - среднее время наработки на отказ не менее 1847754 часов;
- УСПД RTU-325H - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 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, УСПД, УСВ, 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.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- счетчики МТ 851 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 85 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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол. |
|
Трансформатор тока |
ТТЭ |
6 |
|
Трансформатор тока |
CA 123 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
UTD 123 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10 |
2 |
|
Электросчетчик |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 |
2 |
|
Электросчетчик |
A1802RAL-P4GB-DW-4 |
2 |
|
Электросчетчик |
ПСЧ-4ТМ.05М |
2 |
|
Электросчетчик |
МТ 851 |
2 |
|
УСПД |
СИКОН С70 |
1 |
|
УСПД |
RTU-325H |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-35 HVS |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 Зав № 1080, 1332, 1324, 1311 |
4 |
|
СБД ООО «РКС-Энерго» |
Intel Xeon |
1 |
|
Сервер ПАО «ФСК ЕЭС» |
HP Proliant ML370 G5 |
2 |
|
СБД АО «ЛОЭСК» |
HP Proliant ML350 G5 |
1 |
|
СБД ПАО «Ленэнерго» |
HP ProLiant ML370G5 |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-3076-500-2016 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС. 325.ПФ |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3076-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам ПС-294 «Колтуши», ПС «Восточная», «Сосновоборские ГЭС», «Тосненские ГЭС». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в марте 2016 года.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электроэнергии Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков МП 851 - по МИ 2158-91;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- УСПД RTU 325Н - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки ДЯИМ.466.215.005МП» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методики измерений приведены в документах:
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием
автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту ПС-294 «Колтуши». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0004/2016-01.00324-2011 от 19.01.2016 г.;
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием
автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту ПС «Восточная». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0005/2016-01.00324-2011 от 19.01.2016 г.;
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием
автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту «Сосновоборские ГЭС». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0006/2016-01.00324-2011 от 20.01.2016 г.;
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием
автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту «Тосненские ГЭС». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0007/2016-01.00324-2011 от 21.01.2016 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.
Смотрите также
