Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО ХК "СДС-Энерго" ПС 35 кВ Весенняя
Номер в ГРСИ РФ: | 80629-20 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО Холдинговая компания "СДС-Энерго", г.Кемерово |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО ХК «СДС-Энерго» ПС 35 кВ Весенняя (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученных результатов измерений коммерческому оператору оптового рынка, системному оператору и смежным субъектам ОРЭ.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 80629-20 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО ХК "СДС-Энерго" ПС 35 кВ Весенняя |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 197-0.00-022-АКУ.001 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью Холдинговая компания "СДС-Энерго" (ООО ХК "СДС-Энерго"), г. Кемерово
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
80629-20: Описание типа СИ | Скачать | 389.9 КБ | |
80629-20: Методика поверки МП 14-046-2020 | Скачать | 9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО ХК «СДС-Энерго» ПС 35 кВ Весенняя (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученных результатов измерений коммерческому оператору оптового рынка, системному оператору и смежным субъектам ОРЭ.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений, устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.
Основными функциями АИИС КУЭ являются:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- один раз в сутки и по запросу сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии со счетчиков (ИИК), с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах электроэнергии и журналов событий в базе данных сервера ИВК в течение 3,5 лет (для 30 минутных приращений энергии).
- разграничение доступа посредством паролей к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- конфигурирование параметров и настроек;
- защита от несанкционированного доступа маркированием и пломбированием узлов системы;
- подготовку данных по результатам измерений в XML-формате для их передачи по электронной почте в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам с использованием электронной подписи (ЭП);
- ведение журнала событий технических и программных средств (счетчики, линии связи, ПО «АльфаЦЕНТР») на сервере ИВК и счетчиках;
- ведение системы единого времени.
Принцип действия:
На первом уровне АИИС КУЭ первичные фазные 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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Счетчики автоматически записывают в память измеренные величины активной и реактивной энергии, с интервалом усреднения 30 минут, на глубину 113,7 суток. В памяти счетчика хранятся два четырехканальных (актив/реактив, прием/отдача) независимых массива профиля мощности.
На втором уровне АИИС КУЭ (ИВКЭ) выполняется: автоматический сбор измерительной информации со счетчиков с помощью проводной линии связи RS-485; хранение результатов измерений не менее 45 суток (для 30 -минутных интервалов); автоматическая диагностика состояния средств измерений и оборудования АИИС КУЭ (счетчиков, линий связи, СОЕВ) и хранение в журнале событий в энергонезависимой памяти; контроль достоверности результатов измерений; установку точного времени счётчиков (отклонение СОЕВ не более 5 с/сут). Передача накопленных данных из УСПД на сервер базы данных уровня ИВК.
На третьем уровне АИИС КУЭ (ИВК) выполняется автоматический сбор измерительной информации с УСПД с помощью GSM/GPRS канала; вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН с использованием программного обеспечения «АльфаЦЕНТР»; установку точного времени с помощью устройства синхронизации системного времени (отклонение СОЕВ не более 5 с/сут); резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации не менее 3,5 лет (для 30-минутных интервалов); автоматическая диагностика состояния средств измерений и оборудования АИИС КУЭ и хранение в журнале событий на сервере ИВК; контроль достоверности результатов измерений; сервер базы данных формирует и отправляет отчет в XML-формате по выделенному каналу с протоколом TCP/IP сети Enternet в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», и другим заинтересованным организациям; заверяется подготовленный отчет в XML -формате (макет 80020) ЭП и отправляет его в АО «АТС» по электронной почте.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени (встроенные часы счетчиков, сервера уровня ИВК, УССВ), влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.
На уровне ИВК СОЕВ организована с помощью подключенного к серверу УССВ УСВ-3, которое имеет встроенный модуль синхронизации времени, работающей от сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS.
Коррекция часов сервера ИВК происходит при расхождении часов сервера ИВК и УСВ-3 более чем на ±2 с (программируемый параметр).
Часы счетчиков ИК синхронизируются от часов ИВК с периодичностью не реже 1 раза в сутки, коррекция часов счетчиков ИК проводится при расхождении времени счетчика ИК и времени ИВК более чем на ±2 с (программируемый параметр).
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку и передачу в форматах предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные прог |
раммного обеспечения |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с разделом 4.5. Р 50.2.77-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
СОЕВ |
Сервер | |||||
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
1 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 35 кВ, 1СШ 35 кВ, Ввод Т1, яч. 2 |
ТОЛ-СЭЩ 400/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
RTU-327L Рег.№41907-09 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
НР DL160 Gen9 E5-2609v3 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 |
2 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 35 кВ, 1СШ 35 кВ, Ввод 1, яч. 3 |
ТОЛ-СЭЩ 400/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 | |||
3 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 35 кВ, 2СШ 35 кВ, Ввод 2, яч. 6 |
ТОЛ-СЭЩ 400/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 | |||
4 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 35 кВ, 2СШ 35 кВ, Ввод Т2, яч. 7 |
ТОЛ-СЭЩ 400/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
5 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 19 |
ТОЛ-СЭЩ 200/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
RTU-327L Рег.№41907-09 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
НР DL160 Gen9 E5-2609v3 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 |
6 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 17 |
ТОЛ-СЭЩ 300/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 | |||
7 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 15 |
ТОЛ-СЭЩ 300/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 | |||
8 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 13 |
ТОЛ-СЭЩ 300/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 | |||
9 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 9 |
ТОЛ-СЭЩ 200/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 | |||
10 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 7 |
ТОЛ-СЭЩ 200/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 | |||
11 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, Ввод Т1, яч. 5 |
ТОЛ-СЭЩ 2500/5 КТ 0,5 S Рег. № 51624-12 |
НАЛИ-СЭЩ 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 |
Лист № 6
Всего листов 12
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 6 |
ТОЛ-СЭЩ 200/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
RTU-327L Рег.№41907-09 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
НР DL160 Gen9 E5-2609v3 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 |
13 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.8 |
ТОЛ-СЭЩ 400/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 | |||
14 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.10 |
ТОЛ-СЭЩ 300/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 | |||
15 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.12 |
ТОЛ-СЭЩ 300/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 | |||
16 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.16 |
ТОЛ-СЭЩ 300/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 | |||
17 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.18 |
ТОЛ-СЭЩ 200/5 КТ 0,5 S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
18 |
ПС 35 кВ Весенняя, КРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, Ввод Т2, яч. 20 |
ТОЛ-СЭЩ 2500/5 КТ 0,5S Рег. № 51624-12 |
НАЛИ-СЭЩ 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
RTU-327L Рег.№41907-09 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
НР DL160 Gen9 E5-2609v3 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,1 ±3,2 |
19 |
ПС 35 кВ Весенняя, ОПУ, ЩСН 0,4 кВ, ТСН-1 0,4 кВ |
ТТЕ 250/5 КТ 0,5 S Рег. № 73808-19 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±3,1 |
±1,8 ±3,2 | |||
20 |
ПС 35 кВ Весенняя, ОПУ, ЩСН 0,4 кВ, ТСН-2 0,4 кВ |
ТТЕ 250/5 КТ 0,5 S Рег. № 73808-19 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
±1,5 ±2,8 |
±1,9 ±3,1 | |||
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cоsф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 20 от 0 до плюс 40 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
5 Допускается замена УСПД на аналогичное, утвержденного типа.
6 Допускается замена УСВ на аналогичное, утвержденного типа.
7 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений;
8 Допускается замена сервера без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО);
9 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.
Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
20 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - Частота, Гц - коэффициент мощности cоsф - температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cоsф - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 49,6 до 50,4 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от 0 до +40 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ -4ТМ.03М.01: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Электросчетчики СЭТ -4ТМ.03М.09: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
- при отключении питания |
10 |
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
100 |
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
5 |
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование электрического питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий:
- в журнале событий электросчетчиков:
параметрирования;
пропадания питания;
коррекции времени в электросчетчике с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания питания.
- в журнале событий сервера ИВК:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий» счетчиков электроэнергии.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательных коробок;
УСПД;
УСВ;
сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования электронной подписи);
установка пароля на электросчетчиках;
установка пароля на УСПД;
установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Количество, шт |
Трансформатор напряжения |
НАЛИ-СЭЩ |
4 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ |
54 |
Трансформатор тока |
ТТЕ |
6 |
Счетчик электрической энергии многофункци ональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
18 |
Счетчик электрической энергии многофункци ональный |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
2 |
УСПД |
RTU-327L |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Программное обеспечение |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 |
Сервер |
НР DL160 Gen9 E5-2609v3 |
1 |
Методика поверки |
МП 14-046-2020 |
1 |
Паспорт-формуляр |
197-0.00-022-АКУ.Ф |
1 |
Инструкция по эксплуатации КТС |
197-0.00-022-АКУ.ИЭ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 14-046-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО ХК «СДС-Энерго» ПС 35 кВ Весенняя. Каналы измерительные. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Кемеровский ЦСМ» 30.09.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счётчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «03» апреля 2017 г.;
- УСПД RTU-327L - по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г;
- устройство синхронизации времени УСВ-3 - по документу «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ 240.00.000И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» 2012 г.;
- термогигрометр ИВА-6-Д, Рег. № 46434-11;
- источник первичный точного времени УКУС-ПИ 02ДМ, Рег. № 60738-15.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих -кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО ХК «СДС-Энерго» ПС 35 кВ «Весенняя», аттестованном ФБУ «Кемеровский ЦСМ», регистрационный номер RA.RU.310473 от 11.02.2016 г. в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии ООО ХК «СДС-Энерго» ПС 35 кВ «Весенняя»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.