Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Бокситогорские городские электрические сети
- ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:56836-14
- 25.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Бокситогорские городские электрические сети
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2014 |
Дата протокола | Приказ 338 п. 39 от 14.03.2014 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Срок действия сертификата | .. |
Страна-производитель | Россия |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Бокситогорские городские электрические сети (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ, выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго», УСВ УСВ-1, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.
На ПС № 32 установлен УСПД СИКОН С70, который один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивает счетчики ИИК 1 - 4, также в них осуществляется вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчиках коэффициенты трансформации выбраны равными единице, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.
Сервер базы данных ОАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК 1 - 4 и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
Сервер базы данных ОАО «ЛОЭСК» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD опрашивает счетчики ИИК 5 - 16 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Далее сервер базы данных ОАО «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 баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные коммерческого учета на сервер базы данных ООО «РКС-энерго». Сервер базы данных ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от серверов баз данных ОАО «ЛОЭСК», ОАО «Ленэнерго», на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер базы данных 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.
Лист № 3
Всего листов 11
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго».
Сравнение показаний часов серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 1 - 4 и УСВ-1 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация часов УСПД ИИК 1 - 4 и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов УСПД и УСВ-1.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 5 - 16 и сервера ОАО «ЛОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 5 - 16 и сервера ОАО «ЛОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 5 - 16 и сервера на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
Таблица 1
Наименование файла | 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 | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | MD5 |
Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | MD5 |
ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | MD5 |
ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | MD5 |
ParseModbus.dll | 3 | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | MD5 |
ParsePiramida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | MD5 |
SynchroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | MD5 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
№ ИИК | Наименование объекта | Состав ИИК | Вид элек-троэнер-гии | ||||
ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1 | ПС №32, КРУ6 кВ, ф.32-01 | ТЛП-10 кл. т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 14543; 14545; Госреестр № 3070908 | НОМ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 8041; 4969; Госреестр № 17158-98 НОМ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 88487; 24889; Госреестр № 17158-98 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160106 Госреестр № 31857-06 | СИКОН С70 Зав. № 02175 Госреестр № 28822-05 | HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003 | Активная Реактивная |
2 | ПС №32, КРУ6 кВ, ф.32-04 | ТЛП-10 кл. т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 14546; 14544; Госреестр № 3070908 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160217 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | |||
3 | ПС №32, КРУ6 кВ, ф.32-07 | ТЛП-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 14552; 14553; Госреестр № 3070908 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160459 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | |||
4 | ПС №32, КРУ6 кВ, ф.32-15 | ТЛП-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 14557; 14561; Госреестр № 3070908 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160650 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | |||
5 | ТП-25, РУ-6 кВ, яч.6 | ТПОЛ-10 кл. т 0,5S Ктт = 50/5 Зав. № 5298; 5297; Госреестр № 126108 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0677100000001; Госреестр № 16687-07 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0603090044 Госреестр № 36355-07 | - | Активная Реактивная | |
6 | ПС "Губская", РУ-6 кВ, яч.2, ф."Ввод №1 от ПС "Губская" | ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 8464; 8466; Госреестр № 126102 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0328; Госреестр № 16687-02 | ПСЧ-4ТМ.05 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0304081814 Госреестр № 27779-04 | Активная Реактивная | ||
7 | ПС "Губская", РУ-6 кВ, яч.12, ф."Ввод №2 от ПС "Губская" | ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 8580; 8324; Госреестр № 126102 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0328; Госреестр № 16687-02 | ПСЧ-4ТМ.05 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0304081800 Госреестр № 27779-04 | Активная Реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
8 | ПС "Губская", РУ-0,4 кВ, ф."Частный сектор" | Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 50/5 Зав. № 045031; 045034; 045037; Госреестр № 3638207 | _ | ПСЧ-4ТМ.05.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0303088096 Госреестр № 27779-04 | - | HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003 | Активная Реактивная |
9 | ТП-15КОС, РУ-6 кВ ,яч.5, ф.1 "Питание на (от) ТП-15КОС от (на) РП-6" | ТПЛ-10-М кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 2183; 2134; Госреестр № 2219207 | НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7666; Госреестр № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0603090079 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | ||
10 | ТП-15КОС, РУ-6 кВ, яч.10, ф.2 "Питание на (от) ТП-15 КОС от (на) РП-6" | ТПЛ-10-М кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 2188; 2131; Госреестр № 2219207 | НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 8214; Госреестр № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612090500 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | ||
11 | Отпайка от ВЛ6 кВ, ф.32-17, до ТП-15, оп.5, ПСС-10-ПУ-У | ТОЛ-ЭС-10 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 03087; 03130; 03131; Госреестр № 3465107 | ЗНОЛ.06 кл. т 0,5 Ктн = 6000:^3/ 100:^3 Зав. № 9083; 9092; 9093; Госреестр № 3344-08 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612080249 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | ||
12 | ТП-33, РУ-0,4 кВ, Ввод | Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт =600/5 Зав. № 031219; 031223; 031220; Госреестр № 2265607 | _ | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0608090334 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | ||
13 | КТПН №20603-06, Ввод 0,4 кВ | Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 470332; 470336; 470329; Госреестр № 3638207 | _ | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0608090250 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | ||
14 | КТПН №13-0402, Ввод 0,4 кВ | ТТИ кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № Е47021; Е47963; Е47970; Госреестр № 2813907 | _ | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0608090999 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
15 | КТПН №13-0804, РУ-0,4 кВ, Ввод от Т-1 | ТШП кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 2031743; 2031716; 2031754; Госреестр № 4795711 | _ | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0608090971 Госреестр № 36355-07 | - | HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003 | Активная Реактивная |
16 | КТПН №13-0804, РУ-0,4 кВ, Ввод от Т-2 | ТШП кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 2027955; 2027952; 2029916; Госреестр № 4795711 | _ | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0608091063 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная |
Таблица 3
Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % | |||
I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %— I изм< I 20 % | I 20 %— I изм< I 100 % | I100 %— I изм— I 120 % | ||
1 - 5, 9 - 11 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 | |
0,8 | ±3,3 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 | |
0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 | |
0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 | |
6, 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 | |
0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 | |
0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 | |
0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 | |
8, 12 - 16 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
0,9 | ±2,7 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,7 | |
0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,9 | |
0,5 | ±5,5 | ±3,2 | ±2,4 | ±2,4 | |
Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной тивной электрической энергии в | погрешности ИИК при измерении реак-рабочих условиях эксплуатации 8, % | ||
I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %— I изм< I 20 % | I 20 %— I изм< I 100 % | I100 %— I изм— I 120 % | ||
1 - 5, 9 - 11 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±12,1 | ±4,8 | ±3,3 | ±3,1 |
0,8 | ±10,1 | ±3,7 | ±2,6 | ±2,6 | |
0,7 | ±9,4 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,3 | |
0,5 | ±8,7 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,1 | |
6, 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | - | ±7,2 | ±4,0 | ±3,1 |
0,8 | - | ±5,2 | ±3,1 | ±2,6 | |
0,7 | - | ±4,3 | ±2,7 | ±2,3 | |
0,5 | - | ±3,5 | ±2,3 | ±2,1 | |
8, 12 - 16 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±6,5 | ±4,8 | ±4,0 | ±4,0 |
0,8 | ±6,5 | ±4,1 | ±3,6 | ±3,6 | |
0,7 | ±6,4 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,5 | |
0,5 | ±6,4 | ±3,7 | ±3,3 | ±3,3 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Лист № 7
Всего листов 11 Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%p и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала. соответствующие вероятности 0.95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
- сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cos9=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 - 5, 8 - 16, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 6. 7;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 52425-2005, ГОСТ 26035-83;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСПД Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
в журнале УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД(функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 56 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
Наименование | Тип | Кол. |
1 | 2 | 3 |
Трансформатор тока | ТЛП-10 | 8 |
Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 6 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 4 |
Трансформатор тока | ТОЛ-ЭС-10 | 3 |
Трансформатор тока | Т-0,66 | 9 |
Трансформатор тока | ТТИ | 3 |
Трансформатор тока | ТШП | 6 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 |
1 | 2 | 3 |
Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
Трансформатор напряжения | НОМ-6 | 4 |
Счетчик электроэнергии | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 5 |
Счетчик электроэнергии | ПСЧ-4ТМ.05М | 4 |
Счетчик электроэнергии | ПСЧ-4ТМ.05.04 | 1 |
Счетчик электроэнергии | A1805RALQ-P4GB-DW-4 | 4 |
Счетчик электроэнергии | ПСЧ-4ТМ.05 | 2 |
УСПД | СИКОН С70 | 1 |
Контроллер | СИКОН ТС65 | 9 |
Факс-модем | Zyxel U-336E | 1 |
Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 4 |
Сервер ОАО «ЛОЭСК» | HP Proliant ML350 G5 | 1 |
Источник бесперебойного питания | APC Smart - UPS 1000 RMXL 3U | 1 |
GSM модем | Siemens MC35i | 1 |
Сервер БД ООО «РКС-Энерго» | Intel Xeon | 1 |
Информационно-вычислительный комплекс | «ИКМ-Пирамида» | 1 |
Коммутатор | D-Link DES-3028 | 1 |
Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS RM 1000 | 1 |
Сервер ОАО «Ленэнерго» | HP ProLiant ML370G5 | 1 |
Сервер портов RS-232 | Moxa NPort 5610 | 1 |
Коммутатор | D-Link DES-1005D | 1 |
Источник бесперебойного питания | Rittal DK 7857.403 | 1 |
GSM модем | Siemens MC35i | 1 |
Шлюз передачи данных от 2-х портов RS232/422/485 | ADAM-4570 | 1 |
Модемный блок | Zyxel RS-1612 | 1 |
Методика поверки | МП 1792/550-2014 | 1 |
Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.305 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1792/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Бокситогорские городские электрические сети. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в январе 2014 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков электроэнергии Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Бокситогорские городские электрические сети». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0229/2013-01.00324-2011 от 26.06.2013 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.