Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Киришские городские электрические сети
- ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:53624-13
- 05.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Киришские городские электрические сети
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2013 |
Дата протокола | Приказ 530 п. 11 от 29.05.2013 |
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 Киришские 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 № 2882205), устройство синхронизации системного времени (УССВ) 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 ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго», УССВ 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 текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
На ЦРП № 40 ОАО «Ленэнерго» установлен УСПД СИКОН С70, который один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивает счетчики ИИК 1 - 15, 17, 18 также в нем 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 ОАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД СИКОН С70 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 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 16, 19 - 22 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий. Далее сервер 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 ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК» в автоматическом режиме 1 раз в сутки формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные коммерческого учета на электронный ящик сервера ООО «РКС-энерго». Сервер ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от серверов ОАО «ЛОЭСК», ОАО «Ленэнерго», на жесткий диск с последующим импортом информации в БД (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 всем заинтересованным субъектам (ОАО «АТС») в рамках согласованного регламента.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, УСПД, сервера. В качестве УССВ используются устройства УСВ-1, к которым подключены GPS-приемники. УСВ-1 осуществляют прием сигналов точного времени системы GPS-приемника один раз в сутки.
Сравнение показаний часов серверов ОАО «Ленэнерго», ОАО «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 и сервера ОАО «Ленэнерго» происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера ОАО «Ленэнерго» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сличение времени счетчиков ИИК 16, 19 - 22 с временем сервера ОАО «ЛОЭСК» происходит 1 раз в сутки. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени счетчиков с временем сервера ±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 программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
ПО «Пирамида 2000» | модуль, объединяющий драйвера счетчи- | BLD.dll | Версия 8 | 58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 | MD5 |
драйвер кэширования ввода данных | cachect.dll | 7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d | |||
драйвер опроса счетчика СЭТ 4ТМ | Re- gEvSet4tm.dll | 3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 | |||
драйвера кэширования и опроса данных контроллеров | caches 1.dll | b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb | |||
cacheS10.dll | 6802cbdeda81efea2b 17145ffl22efOO | ||||
siconsl0.dll | 4b0ea7c3e50a73099fc9908f c785cb45 | ||||
sicons50.dll | 8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 | ||||
драйвер работы с СОМ-портом | comrs232.dll | bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf | |||
драйвер работы с БД | dbd.dll | feO5715defeec25eO62 245268ea0916a |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
ПО «Пирамида 2000» | библиотеки доступа к серверу событий | ESClient_ex.dll | Версия 8 | 27c46d43bllca3920c f2434381239d5d | MD5 |
filemap.dll | C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e | ||||
библиотека проверки прав пользователя при | plogin.dll | 40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
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 измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики 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 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 09, ф. 40-07 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 21564-09; 21490-09; 21479-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0962; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ- P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160390 Г осреестр № 31857-06 | СИКОН С70 Зав. № 02609 Госреестр № 28822-05 | HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003 | Активная Реактивная |
2 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 12, ф. 40-10 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 21501-09; 21468-09; 21470-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0962; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160632 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | ||
3 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 11, ф. 40-09 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 21506-09; 21500-09; 21489-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0962; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160636 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | ||
4 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 13, ф. 40-11 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 21480-09; 21545-09; 21566-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0962; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160312 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
5 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 14, ф. 40-12 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 19831-09; 20742-09; 11307-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0962; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ- P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160556 Г осреестр № 31857-06 | СИКОН С70 Зав. № 02609 Госреестр № 28822-05 | HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003 | Активная Реактивная |
6 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 15, ф. 40-13 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 15537-09; 15538-09; 15567-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0962; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160222 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | ||
7 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 17, ф. 40-15 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 21499-09; 21507-09; 21481-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0962; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160187 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | ||
8 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 30, ф. 40-30 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 100/5 Зав. № 22128-09; 22156-09; 22198-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1188; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160338 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | ||
9 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 21, ф. 40-19 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 22174-09; 22093-09; 22122-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1188; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160442 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | ||
10 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 23, ф. 40-21 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 22135-09; 22157-09; 22099-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1188; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160366 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | ||
11 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 26, ф. 40-28 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 22175-09; 22085-09; 22080-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1188; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160271 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
12 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 27, ф. 40-29 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 22103-09 22083-09 22117-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1188; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ- P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160272 Г осреестр № 31857-06 | СИКОН С70 Зав. № 02609 Госреестр № 28822-05 | HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003 | Активная Реактивная |
13 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 29, ф. 40-31 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 21534-09; 21473-09; 21465-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1188; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160342 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | ||
14 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 34, ф. 40-33 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 600/5 Зав. № 21891-09; 21896-09; 21863-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1188; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160354 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | ||
15 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 35, ф. 40-34 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 300/5 Зав. № 21622-09; 21903-09; 21853-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1188; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160200 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | ||
16 | КТП-100, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | ТШП-0,66 кл. т 0,5 S Ктт = 400/5 Зав. № 0037798; 0037917; 0037984; Г осреестр № 15173-06 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0608112434 Г осреестр № 36355-07 | - | Активная Реактивная | |
17 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 08, ф. 40-06 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 150/5 Зав. № 18914-09; 19604-09; 18927-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0962; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160373 Г осреестр № 31857-06 | СИКОН С70 Зав. № 02609 Г осреестр № 28822-05 | Активная Реактивная | |
18 | ЦРП №40, ЗРУ-10 кВ, яч. 22, ф. 40-20 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 22182-09; 22180-09; 22179-09; Г осреестр № 32139-06 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1188; Госреестр № 16687-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160441 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
19 | ПС №303, КРУН-10 кВ, яч. 0, ф. 0 | ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 9734; 3112; Госреестр № 2473 69 | НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1171; Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612104676 Г осреестр № 36355-07 | HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003 | Активная Реактивная | |
20 | ПС №303, КРУН-10 кВ, яч. 1, ф. 1 | ТОЛ-10-I кл. т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 36345; 362792; Г осреестр № 15128-03 | НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1171; Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612106178 Г осреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | ||
21 | ПС №303, КРУН-10 кВ, яч. 22, ф. 22 | ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 3913 5749; Госреестр № 2473 69 | НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 5108; Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612106017 Г осреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | ||
22 | ПС №303, КРУН-10 кВ, яч. 25, ф. 25 | ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 5350 8431; Госреестр № 2473 69 | НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 5108; Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612106068 Г осреестр № 36355-07 | Активная Реактивная |
Таблица 3
Номер ИИК | COSф | Пределы допуа активной элект] | каемой относительной погрешности ИИК при измерении рической 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 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
1 - 15, 17, 18 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
0,9 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 | |
0,8 | ±3,0 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 | |
0,7 | ±3,5 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 | |
0,5 | ±5,1 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 | |
16 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
0,9 | ±2,5 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
0,8 | ±2,9 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,7 | |
0,7 | ±3,4 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,9 | |
0,5 | ±4,9 | ±3,2 | ±2,4 | ±2,4 | |
19 - 22 (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 | |
Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной 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 - 15, 17, 18 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±6,9 | ±4,1 | ±3,0 | ±2,9 |
0,8 | ±4,5 | ±2,7 | ±2,0 | ±2,0 | |
0,7 | ±3,8 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 | |
0,5 | ±2,9 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
16 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±6,7 | ±3,8 | ±2,5 | ±2,5 |
0,8 | ±4,4 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,7 | |
0,7 | ±3,7 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,5 | |
0,5 | ±2,8 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 | |
19 - 22 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 1,0 | - | ±7,2 | ±3,9 | ±2,9 |
0,9 | - | ±4,5 | ±2,5 | ±2,0 | |
0,8 | - | ±3,7 | ±2,1 | ±1,7 | |
0,7 | - | ±2,7 | ±1,7 | ±1,4 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%P и 8i(2)%q для cosф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosф<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, cosф=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 - 18, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 19 - 22;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии 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. 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 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;
• 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;
• 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 | ТОЛ-СЭЩ-10 | 51 |
Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 3 |
1 | 2 | 3 |
Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 6 |
Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 2 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 2 |
Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
Электросчетчик | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 | 17 |
Электросчетчик | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 1 |
Электросчетчик | ПСЧ-4ТМ.05М | 4 |
УСПД | СИКОН С70 | 1 |
Контроллер | СИКОН ТС65 | 3 |
Устройство синхронизации системного времени | УСВ-1 | 3 |
GSM Модем | Multi-SIM MC35i | 1 |
Сервер ОАО «ЛОЭСК» | HP Proliant ML350 G5 | 1 |
Источник бесперебойного питания | APC Smart - UPS 1000 RMXL 3U | 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 | |
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 | 3 |
GSM модем | Siemens TC65 | 3 |
Методика поверки | МП 1563/550-2013 | 1 |
Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.316 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1563/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Киришские городские электрические сети. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в марте 2013 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 документу ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 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 Киришские городские электрические сети». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0214/2012-01.00324-2011 от 30.10.2012 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.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.