Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Волосовские электрические сети. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Волосовские электрические сети

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1110 п. 19 от 23.09.2013
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 Волосовские 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 кВт^ч.

На РТП-9 Кикерино и ПС-189 Волосово установлены УСПД СИКОН С70, которые один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики ИИК 1 - 18, 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 ОАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД СИКОН С70 и считывает с них 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 19 - 21 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 УСВ-1 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов УСПД и УСВ-1, т.е. УСПД входит в режим подчинения устройствам точного времени и устанавливает время с УСВ-1.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 18 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.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 19 - 21 и сервера ОАО «ЛОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков 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 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

17145ff22efOO

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

РТП-9 Кикери-но, КРУН-10 кВ, ВЛ-10 кВ Л-03

ТОЛ-10-I

кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 6960;

6964;

6965;

Госреестр № 15128-07

НАМИ-10 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 855; Госреестр № 11094-87

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160428 Госреестр № 31857-06

СИКОН С70 Зав. № 02154 Госреестр № 28822-05

HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003

Активная Реактивная

2

РТП-9 Кикери-но, КРУН-10 кВ, ВЛ-10 кВ Л-05

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 22748; 22749; Госреестр № 2543308

НАМИ-10 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 855; Госреестр № 11094-87

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160371

Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

3

РТП-9 Кикери-но, КРУН-10 кВ, ВЛ-10 кВ Л-08

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 22753; 22755; Госреестр № 2543308

НАМИ-10 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 5344; Госреестр № 11094-87

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160412

Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

4

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 01

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 25368; 25367; Госреестр № 2543308

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 5383; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160595

Госреестр № 31857-06

СИКОН С70 Зав. № 02171 Госреестр № 28822-05

Активная Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

5

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 04

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 23021; 23016; Госреестр № 2543308

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 5383; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160596 Госреестр № 31857-06

СИКОН С70 Зав. № 02171 Госреестр № 28822-05

HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003

Активная Реактивная

6

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 05

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 1070;

0026;

Госреестр № 2473

69

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 5383; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160160 Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

7

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 06

ТВЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 25113; 23998; Госреестр № 185663

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 5383; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160503

Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

8

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 07

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 0930;

0922;

Госреестр № 2473

69

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 5383; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160610 Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

9

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 08

ТВЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 27759; 27756; Госреестр № 185663

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2498; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160314 Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

10

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 09

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 24068; 22927; Госреестр № 2543308

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2498; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160570 Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

11

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 13

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 50/5 Зав. № 22896; 22894; Госреестр № 2543308

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2498; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160280 Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

12

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 15

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 22752; 22745; Госреестр № 2543308

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2498; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160406 Госреестр № 31857-06

СИКОН С70 Зав. № 02171 Госреестр № 28822-05

HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003

Активная Реактивная

13

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 19

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 22854; 22862; Госреестр № 2543308

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № ВЕА; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160381

Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

14

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 20

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 22774; 22811; Госреестр № 2543308

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № ВЕА; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160520 Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

15

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 22

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 22801; 22793; Госреестр № 2543308

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № ВЕА; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160299 Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

16

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 23

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 22756; 22747; Госреестр № 2543308

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № ВЕА; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160375

Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

17

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 25

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 22799; 22796; Госреестр № 2543308

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 37; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160500 Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

18

ПС-189 Волосово, КРУН-10 кВ, ф. 27

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 22781; 22807; Госреестр № 2543308

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 37; Госреестр № 831-69

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160613

Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

19

КТП-377, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ

Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 960450; 960452; 960451;

Госреестр № 36382-07

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0605111783 Госреестр № 36355-07

-

HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003

Активная Реактивная

20

КТП-356, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ

Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 959011; 636221; 620042;

Госреестр № 36382-07

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0605111818 Госреестр № 36355-07

Активная Реактивная

21

КТП-357, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ

Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 633221 633225; 633226; Госреестр № 3638207

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0605110968 Госреестр № 36355-07

Активная Реактивная

Таблица 3

Номер ИИК

cosф

Пределы допуа активной элект]

<аемой относительной погрешности ИИК при измерении рической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, %

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 - 3

(ТТ 0,5S; ТН 0,2;

Счетчик 0,5S)

1,0

±2,4

±1,6

±1,5

±1,5

0,9

±2,8

±1,9

±1,6

±1,6

0,8

±3,2

±2,1

±1,8

±1,8

0,7

±3,8

±2,4

±1,9

±1,9

0,5

±5,6

±3,3

±2,5

±2,5

4, 5, 10 - 18 (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

19 - 21 (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

6 - 9 (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

Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

5

6

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

I100 %— I изм— I 120 %

1 - 3

(ТТ 0,5S; ТН 0,2;

Счетчик 1,0)

0,9

±12,0

±4,6

±3,0

±2,9

0,8

±10,1

±3,6

±2,5

±2,4

0,7

±9,3

±3,2

±2,3

±2,2

0,5

±8,6

±2,8

±2,1

±2,1

4, 5, 10 - 18 (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

19 - 21 (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

6 - 9 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

1,0

-

±7,2

±4,0

±3,1

0,9

-

±5,2

±3,1

±2,6

0,8

-

±4,3

±2,7

±2,3

0,7

-

±3,5

±2,3

±2,1

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

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, 10 - 21, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 6 - 9;

• 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.

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

3

Трансформатор тока

Т-0,66

9

Трансформатор тока

ТЛМ-10

4

Трансформатор тока

ТЛО-10

26

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

4

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

2

Электросчетчик

A1805 RALQ-P4GB-DW-4

18

Электросчетчик

ПСЧ-4ТМ.05М.04

3

УСПД

СИКОН С70

2

Контроллер

СИКОН ТС65

5

Факс-модем

Zyxel U-336E

2

Устройство синхронизации системного времени

УСВ-1

5

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 1639/550-2013

1

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.302 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1639/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Волосовские электрические сети. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в августе 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 методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 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 Волосовские электрические сети». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0125/2013-01.00324-2011 от 29.05.2013 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.

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.

Развернуть полное описание