Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "РКС-энерго" по ГТП Бокситогорские городские электрические сети
| Номер в ГРСИ РФ: | 85910-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РКС-энерго» по ГТП Бокситогорские городские электрические сети (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 85910-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "РКС-энерго" по ГТП Бокситогорские городские электрические сети |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 305/22 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ" (ООО "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ"), г. Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 85910-22: Описание типа СИ | Скачать | 586.5 КБ | |
| 85910-22: Методика поверки | Скачать | 11.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РКС-энерго» по ГТП Бокситогорские городские электрические сети (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллер многофункциональный «Интеллектуальный контроллер SM160-02M» (далее-УСПД), каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя серверы баз данных (СБД): СБД ООО «РКС-энерго» с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», СБД ПАО «Россети Ленэнерго» с установленным ПО «Пирамида Сети», СБД АО «ЛОЭСК» с установленным ПО «Пирамида 2000», устройства синхронизации времени УСВ-2 и УСВ-3 (УСВ), локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации. СБД ООО «РКС-энерго», СБД АО «ЛОЭСК», СБД ПАО «Россети Ленэнерго» - (далее - сервер ИВК).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
Лист № 2
Всего листов 11 значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИИК №№ 1 -4 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и ее передача на ИВК ПАО «Россети Ленэнерго». УСПД с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИИК №№ 5-16 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК AO «ЛОЭСК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. ИВК с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивают счетчики электроэнергии и считывают с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
ИВК AO «ЛОЭСК» и ПАО «Россети Ленэнерго» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML и отправляют данные коммерческого учета на ИВК ООО «РКС-энерго».
ИВК ООО «РКС-энерго» раз в сутки формирует отчеты в формате XML, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ и ИВК). В состав СОЕВ входят устройства синхронизации времени типа УСВ-2 и УСВ-3, синхронизирующие собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
ИВК ООО «РКС-энерго», AO «ЛОЭСК», ПАО «Россети Ленэнерго», периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивают собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ и при расхождении ±1 с и более, ИВК ООО «РКС-энерго», AO «ЛОЭСК», ПАО «Россети Ленэнерго» производят синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.
Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени ИВК ПАО «Россети Ленэнерго» осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация шкалы времени УСПД производится независимо от величины расхождения со шкалой времени ИВК ПАО «Россети Ленэнерго».
Сравнение шкалы времени счетчиков ИИК №№ 1 - 4 со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (не реже раза в сутки). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Сравнение шкалы времени счетчиков ИИК №№ 5 - 16 со шкалой времени ИВК AO «ЛОЭСК» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (не реже раза в сутки). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени ИВК AO «ЛОЭСК» равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер 305/22 установлен в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «Пирамида 2000», ПО «Пирамида Сети». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные |
Значение |
|
1 |
2 |
|
ПО «АльфаЦ |
ЕНТР» |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
ac metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
ПО «Пирамида Сети» | |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
BinaryPackControls.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
CheckDataIntegrity.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
ComIECFunctions.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
ComModbusFunctions.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
C om StdF unctions.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
DateTimeProcessing.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
SafeValuesDataUpdate.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
B6740D3419A3BC1A42763860BB6FC8AB |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
SimpleVerifyDataStatuses.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A39 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
SummaryCheckCRC. dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
ValuesDataProcessing.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
ПО «Пирамида 2000» | |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
CalcClients.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
E55712D0B1B219065D63DA949114DAE4 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
B1959FF70BE1EB17C83F7B0F6D4A132F |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
CalcLosses.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
D79874D10FC2B156A0FDC27E1CA480AC |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
Metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
ParseBin.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
6F557F885B737261328CD77805BD1BA7 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
ParseIEC.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
48E73A9283D1E66494521F63D00B0D9F |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
ParseModbus.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
C391D64271ACF4055BB2A4D3FE1F8F48 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
ParsePiramida.dll |
|
1 |
2 |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
ECF532935CA1A3FD3215049AF1FD979F |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
530D9B0126F7CDC23ECD814C4EB7CA09 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
VerifyTime.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
1EA5429B261FB0E2884F5B356A1D1E75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | ||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ |
ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 110 кВ Бокситогорская (ПС-32), КРУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.32-01 |
ТЛП-10 400/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-08 |
НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-13 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
Интеллектуальный контроллер SM160-02M, рег. № 71337-18 |
УСВ-2, рег. № 41681-10 / СБД ПАО «Россети Ленэнерго» /УСВ-3, рег. № 64242-16 / СБД ООО «РКС-энерго» |
|
2 |
ПС 110 кВ Бокситогорская (ПС-32), КРУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.32-04 |
ТЛП-10 400/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-08 |
НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-13 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | ||
|
3 |
ПС 110 кВ Бокситогорская (ПС-32), КРУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.32-07 |
ТЛП-10 300/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-08 |
НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-13 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | ||
|
4 |
ПС 110 кВ Бокситогорская (ПС-32), КРУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.32-15 |
ТЛП-10 300/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-08 |
НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-13 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
5 |
ТП-25, РУ-6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. Кондратово |
ТПОЛ-10 50/5, КТ 0,5S Рег. № 1261-08 |
НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
! |
УСВ-3, рег. № 64242-16 / СБД AO «ЛОЭСК» / СБД ООО «РКС-энерго» |
|
6 |
ПС 35 кВ Губская, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.ввод №1 от ПС "Губская" |
ТПОЛ 10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02 |
НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МД.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12 | ||
|
7 |
ПС 35 кВ Губская, РУ-6 кВ, 2 СШ 6кВ, КЛ-6 кВ ф.ввод №2 от ПС "Губская" |
ТПОЛ 10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02 |
НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МД.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12 | ||
|
8 |
ПС 35 кВ Губская, РУ-0,4 кВ, ВЛ - 0,4 кВ ф."Частный сектор" |
Т-0,66 50/5, КТ 0,5 Рег. № 36382-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МД.05 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12 | ||
|
9 |
ТП-15 КОС 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6кВ, КЛ-0,6 кВ ф.1 "Питание от ТП- 15КОС на РП-6" |
ТОЛ-СВЭЛ 300/5, КТ 0,5 Рег. № 42663-09 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 55024-13 |
ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ||
|
10 |
ТП-15КОС 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, КЛ-0,6 кВ ф.2 "Питание от ТП- 15КОС на РП-6" |
ТОЛ-СВЭЛ 300/5, КТ 0,5 Рег. № 42663-09 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 55024-13 |
ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ||
|
11 |
ВЛ-6 кВ ф.32-17, отпайка от оп.21 в сторону ТП-15, оп.5, ПСС-10-ПУ-У |
ТОЛ-ЭС-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 34651-07 |
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | ||
|
12 |
ТП-33, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 600/5, КТ 0,5 Рег. № 36382-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
13 |
КТПН №2060306, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 200/5, КТ 0,5S Рег. № 36382-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
! |
УСВ-3, рег. № 64242-16 / СБД AO «ЛОЭСК» / СБД ООО «РКС-энерго» |
|
14 |
КТПН №13-0402, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 300/5, КТ 0,5S Рег. № 36382-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ||
|
15 |
КТПН №13-0804, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТШП 600/5, КТ 0,5S Рег. № 64182-16 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | ||
|
16 |
КТПН №13-0804, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 |
ТШП 600/5, КТ 0,5S Рег. № 64182-16 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | ||
|
Примечания: 1. Допускается замена ТТ, ТН и 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. 2. Допускается замена УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов. 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. 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. | ||||||
|
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС |
КУЭ | ||
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±д, % |
|
1-5 |
Активная Реактивная |
1,3 2,0 |
2,2 3,7 |
|
6, 7, 9-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,0 |
3,2 5,2 |
|
8, 12 |
Активная Реактивная |
1,1 1,8 |
3,1 5,1 |
|
13-16 |
Активная Реактивная |
1,1 1,8 |
2,1 3,6 |
|
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с |
5 | ||
Лист № 8
Всего листов 11
Продолжение таблицы 3__________________________________________________________
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35°С
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
16 |
|
Нормальные условия параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,8 |
|
- частота, Гц |
50 |
|
температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 (sm9) |
от 0,5 инд. до 1 емк |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +60 |
|
температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +5 до + 35 |
|
температура окружающей среды для сервера ИВК, °С |
от +10 до + 30 |
|
температура окружающей среды для УСПД, °С |
от +15 до + 25 |
|
атмосферное давление, кПа |
от 80,0 до 106,7 |
|
относительная влажность, %, не более |
98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05МД |
165000 |
|
ПСЧ-4ТМ.05М |
140000 |
|
Альфа А1800 |
120000 |
|
УСВ-3: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
УСВ-2: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
УСПД: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
Сервер ИВК: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: Альфа А1800 - графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут, сут, не менее |
1200 |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут |
113 |
|
ПСЧ-4ТМ.05МД: - при 8-и канальном профиле со временем интегрирования 30 минут, сут; |
136 |
|
- при 4-х канальном профиле со временем интегрирования 30 минут, сут. |
248 |
|
УСПД: - суточные данные о часовых приращениях электроэнергии, состояний объектов и средств измерений, не менее чем с 1000 ПУ (приборов учета) |
90 |
|
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика и УСПД;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
12 |
|
ТЛП-10 |
8 | |
|
ТОЛ-СВЭЛ |
4 | |
|
ТОЛ-ЭС-10 |
3 | |
|
ТПОЛ 10 |
4 | |
|
ТПОЛ-10 |
2 | |
|
ТШП |
6 | |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3 |
|
ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 |
6 | |
|
НАМИТ-10 |
4 | |
|
Счетчик электрической энергии |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
4 |
|
ПСЧ-4ТМ.05М |
2 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05М.04 |
3 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МД.01 |
2 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МД.05 |
1 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
2 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
2 | |
|
Контроллер многофункциональный |
Интеллектуальный контроллер SM16O-O2M |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
УСВ-3 |
1 | |
|
Сервер ООО «РКС-Энерго» |
СБД ООО «РКС-Энерго» |
1 |
|
Сервер ПАО «Россети Ленэнерго» |
СБД ПАО «Россети Ленэнерго» |
1 |
|
Сервер АО «ЛОЭСК» |
СБД АО «ЛОЭСК» |
1 |
|
Документация | ||
|
Формуляр |
ФО 26.51.43/08/22 |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «РКС-энерго» по ГТП Бокситогорские городские электрические сети. МВИ 26.51.43/08/22, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
