Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 "Колтуши" 110/10/6 кВ
| Номер в ГРСИ РФ: | 70217-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70217-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 "Колтуши" 110/10/6 кВ |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 328 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 70217-18: Описание типа СИ | Скачать | 121 КБ | |
| 70217-18: Методика поверки РТ-МП-4958-500-2017 | Скачать | 1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.
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 - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя 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 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28822-05 (Рег. № 28822-05), RTU-327 (Рег. № 41907-09), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 (Рег. № 41681-10), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-энерго», УСВ-1 (Рег. № 28716-05), 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); предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
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, установленные на ПС-168 110/10 кВ, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ, один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики и считывают 30-минутные профили электроэнергии (для ИИК 3, 4) и мощности (для ИИК 5, 6). 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.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК 3 - 6 и считывает с них 30-минутный профиль электроэнергии (для ИИК 3, 4) и мощности (для ИИК 5, 6) для каждого канала учета за сутки, а также журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
Сервер 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 опрашивает счетчики ИИК 1 - 2 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Далее сервер АО «ЛОЭСК» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Серверы ПАО «Ленэнерго», АО «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 АО «ЛОЭСК», ПАО «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 АО «АТС», АО «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 шкала координированного времени UTC. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, серверов ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-энерго». В качестве УСВ используются УСВ-1, УСВ-2 и УССВ-35 HVS.
Сравнение показаний часов серверов ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-энерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов серверов и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 5,6 и УСВ-2 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов УСПД ИИК 5,6 и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 3,4 и УССВ-35 HVS происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 3,4 и УССВ-35 HVS на величину более чем ±500 мс.
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 и сервера АО «ЛОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1- 2 и сервера АО «ЛОЭСК» на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Наименование ПО |
ПО «Пирамида 2000» |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
56f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с 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 |
Диспетчерское наименование ИИК |
Состав ИИК АИИС КУЭ |
Вид электро энергии | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
КТПН № 797 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1 |
_ |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05МД.25 кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1304130071 Рег. № 51593-12 |
_ |
Сервер АО «ЛОЭСК», Сервер ООО «РКС-энерго» |
активная реактивная |
|
2 |
СТП № 64 "Пороги-2" 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1 |
Т-0,66 кл. т. 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 470570; 470569; 470568 Рег. № 52667-13 |
_ |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 13120480 Рег. № 23345-07 |
активная реактивная | ||
|
3 |
ПС-294 "Колтуши" 110/10/6 кВ, РУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 304, ф. 294-304 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 40030; 39966; 39972 Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т. 0,5 Ктн = 10500:^3/100:^3 Зав. № 40109; 40112; 40108 Рег. № 47583-11 |
A1802RALXQV-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01234169 Рег. № 31857-11 |
RTU-327 Зав.№ 009397 Рег. № 41907-09 |
Сервер ПАО «Ленэнерго», Сервер ООО «РКС-энерго» |
активная реактивная |
|
4 |
ПС-294 "Колтуши" 110/10/6 кВ, РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. 404, ф. 294-404 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 39967; 39990; 40023 Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т. 0,5 Ктн = 10500:^3/100:^3 Зав. № 40106; 40114; 40098 Рег. № 47583-11 |
A1802RALXQV-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01234142 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
5 |
ПС-168 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, 3 с. 10 кВ, ф. 31 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 14-42502; 14-42499; 14-42500 Рег. № 25433-11 |
НТМИ-10-66 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1791 Рег. № 831-69 |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 19092859 Рег. № 23345-07 |
СИКОН С70 Зав.№ 03923 Рег. № 28822-05 |
Сервер ПАО «Ленэнерго», Сервер ООО «РКС-энерго» |
активная реактивная |
|
6 |
ПС-168 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, 2 с. 10 кВ, ф. 14 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 14-42498; 14-42501; 14-42503 Рег. № 25433-11 |
НТМИ-10-66 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1074 Рег. № 831-69 |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 19096806 Рег. № 23345-07 |
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 применения 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 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 (Счетчик 1,0) |
1,0 |
- |
±3,1 |
±2,9 |
±2,9 |
|
0,9 |
- |
±3,2 |
±2,9 |
±2,9 | |
|
0,8 |
- |
±3,3 |
±3,0 |
±3,0 | |
|
0,7 |
- |
±3,4 |
±3,0 |
±3,0 | |
|
0,5 |
- |
±3,5 |
±3,2 |
±3,2 | |
|
2 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,3 |
±1,5 |
±1,4 |
±1,4 |
|
0,9 |
±2,7 |
±1,7 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,8 |
±3,2 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,7 |
±3,7 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,1 |
±2,2 |
±2,2 | |
|
3, 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,4 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,3 | |
|
5, 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; 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 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±5,6 |
±3,3 |
±2,6 |
±2,6 | |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Номер ИИК |
simp |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения 5, % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 (Счетчик 2,0) |
0,44 |
- |
±5,8 |
±5,6 |
±5,6 |
|
0,6 |
- |
±5,6 |
±5,3 |
±5,3 | |
|
0,71 |
- |
±5,4 |
±5,1 |
±5,1 | |
|
0,87 |
- |
±5,2 |
±4,9 |
±4,9 | |
|
2 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) |
0,44 |
±6,4 |
±4,7 |
±3,9 |
±3,9 |
|
0,6 |
±5,0 |
±4,0 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
0,71 |
±4,4 |
±3,7 |
±3,2 |
±3,2 | |
|
0,87 |
±3,8 |
±3,4 |
±3,1 |
±3,1 | |
|
3, 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) |
0,44 |
±6,0 |
±4,0 |
±3,0 |
±3,0 |
|
0,6 |
±4,3 |
±3,1 |
±2,4 |
±2,4 | |
|
0,71 |
±3,6 |
±2,8 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,87 |
±3,0 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
5, 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,44 |
±6,6 |
±4,9 |
±4,1 |
±4,1 |
|
0,6 |
±5,1 |
±4,1 |
±3,6 |
±3,6 | |
|
0,71 |
±4,4 |
±3,8 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
0,87 |
±3,9 |
±3,5 |
±3,1 |
±3,1 | |
Предел абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC ±5 с.
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 погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4 Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, coso=0,9 инд;
температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С;
относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 °С.
5 Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином;
сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном;
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;
относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 °С.
6 Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 для ИИК 1- 4, по ГОСТ 31819.22-2012 для ИИК 5, 6; в режиме измерения реактивной электроэнергии ГОСТ Р 52425-2005 для ИИК 1, 2, по ГОСТ 31819.23-2012 для ИИК 5, 6, для ИИК 3, 4согласно описанию типа Рег. № 31857-11.
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 ч часов;
счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД - среднее время наработки на отказ не менее 165000 ч часов;
счетчики Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;
УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
для счетчика Тв < 2 часов;
для УСПД Тв < 2 часов;
для УСВ Тв < 2 часов;
для сервера Тв < 1 часа;
для компьютера АРМ Тв < 1 часа;
для модема Тв < 1 часа.
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 - не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
счетчики Меркурий 230 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - 85 суток;
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 паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений указана в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
12 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МД.25 |
1 шт. |
|
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN |
1 шт. | |
|
A1802RALXQV-P4GB-DW-4 |
2 шт. | |
|
Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN |
2 шт. | |
|
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С70 |
1 шт. |
|
RTU-327 |
1 шт. | |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 зав. № 1324, 1332, 856 |
3 шт. |
|
УСВ-2 зав. № 3259 |
1 шт. | |
|
УССВ-35 HVS зав. № 001580 |
1 шт. | |
|
Сервер ООО «РКС-энерго» |
Intel Xeon |
1 шт. |
|
Сервер ПАО «Ленэнерго» |
HP ProLiant ML370G5 |
1 шт. |
|
Сервер АО «ЛОЭСК» |
HP ProLiant ML350G5 |
1 шт. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4958-500-2017 |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.328 ПФ |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4958-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 30.11.2017 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков Альфа А1800 - по методике проверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;
счетчиков Меркурий 230 - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД - по методике проверки ИЛГШ.411152.177РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 03.09.2012 г.;
УСПД RTU-327 - по методике поверки по методике проверки ДЯИМ466215.007 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки 237 00.001МП» утверждённым ФГУП ВНИИФТРИ 12.05.2010.;
Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный № 39952-08;
Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;
Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Регистрационный № 46656-11);
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в аттестованных документах:
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту Волховские горэлектросети. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0016/2017-01.00324-2011 от 07.11.2017 г.;
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту Сосновоборские горэлектросети. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0017/2017-01.00324-2011 от 08.11.2017 г.;
«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» 110/10/6 кВ. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0018/2017-01.00324-2011 от 09.11.2017 г.
Нормативные документы
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
Смотрите также
