Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам "Киришские городские электрические сети", ПС № 218 "Лаврики" 110/10 кВ, ПС-539 "Тосно-Новая" 110/10 кВ, ПС-98 "Мега-Парнас" 1. 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 объектам "Киришские городские электрические сети", ПС № 218 "Лаврики" 110/10 кВ, ПС-539 "Тосно-Новая" 110/10 кВ, ПС-98 "Мега-Парнас" 1

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам «Киришские городские электрические сети», ПС № 218 «Лаврики» 110/10 кВ, ПС-539 «Тосно-Новая» 110/10 кВ, ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации 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: Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие 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;

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), устройства синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы баз данных (СБД) ОАО «ЛОЭСК», ОАО «Ленэнерго», ООО «РКС-Энерго», устройства синхронизации времени 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 (один 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 (один 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 (один 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, Q, квар-ч) передаются в целых числах.

На ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ, ПС-539 «Тосно-Новая» 110/10 кВ, ПС № 218 «Лаврики» 110/10 кВ установлены УСПД, которые один раз в 30 минут опрашивают счетчики ИИК № 5 - 10, считывают параметры электросети и 30-минутный профиль мощности. Считанные профили используются УСПД для вычисления значений электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. В счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены, коэффициенты трансформации установлены равными единице. УСПД выступают в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.

СБД ОАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК № 7 - 10 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счетчиков и самого УСПД. Считанные значения записываются в базу данных.

СБД ОАО «ЛОЭСК» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК № 5, 6 и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.

СБД 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 (модемное соединение) опрашивает счетчики ИИК 1 - 4, и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счётчиков. Считанные данные записываются в базу данных.

Данные измерений, а также данные о состоянии технических и программных средств ИИК, ИВКЭ (журналы событий, статусы работоспособности каналов), по точкам измерения, опрашиваемым СБД ОАО «Ленэнерго» и СБД ОАО «ЛОЭСК», в автоматическом режиме один раз в сутки передаются на СБД ООО «РКС-энерго» по межмашинному обмену с использованием средств репликации БД ИИС «Пирамида».

СБД ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от СБД ОАО «Ленэнерго» и ОАО «ЛОЭСК» на жесткий диск с последующим импортом информации в БД

СБД 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.

Лист № 3 Всего листов 11

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 УСВ, счетчиков, УСПД, СБД ОАО «ЛОЭСК», СБД ОАО «Ленэнерго», СБД ООО «РКС-Энерго». В качестве устройств синхронизации времени используются УСВ-1, УСВ-2 к которым подключены GPS-приемники. УСВ-1, УСВ-2 осуществляют прием сигналов точного времени от GPS-приемников непрерывно.

Сравнение показаний часов СБД ОАО «ЛОЭСК», СБД ОАО «Ленэнерго», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в час. Синхронизация часов СБД ОАО «ЛОЭСК», СБД ОАО «Ленэнерго», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов СБД ОАО «ЛОЭСК», СБД ОАО «Ленэнерго», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1.

Сравнение показаний часов УСПД, установленных на ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ, ПС № 218 «Лаврики» 110/10 кВ и УСВ-2 происходит один раз в минуту. Синхронизация часов УСПД, установленных на ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ, ПС № 218 «Лаврики» 110/10 кВ и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов УСПД, установленных на ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ, ПС № 218 «Лаврики» 110/10 кВ и УСВ-2.

Сравнение показаний часов УСПД, установленного на ПС-539 «Тосно-Новая» 110/10 кВ, и УСВ-1 происходит один раз в минуту. Синхронизация часов УСПД, установленного на ПС-539 «Тосно-Новая» 110/10 кВ и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов УСПД, установленного на ПС-539 «Тосно-Новая» 110/10 кВ и УСВ-1.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 5 - 10 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 5 - 10 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 5 - 10 и УСПД на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 4 и СБД ОАО «ЛОЭСК» происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 - 4 и СБД ОАО «ЛОЭСК» осуществляется при расхождении показаний счетчиков ИИК

1 - 4 и СБД ОАО «ЛОЭСК» на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО «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 ПО «Пирамида 2000».

Идентификацион

ное

наименование

ПО

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

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

MD5

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

MD5

ParseBin.dll

3

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

MD5

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

MD5

ParseModbus.dll

3

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

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 высокий по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3. Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

|

Наименование

объекта

Состав ИИК

Вид

электро

энергии

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПС № 303, КРУН-10 кВ, яч. 1А, ф. 1А

ТЛО-10

кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 16868; 16866; 16862 Госреестр № 25433-08

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1171 Госреестр № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0612096143 Госреестр № 36355-07

-

С

К

Р«

О

О

О

Д

Б

,С »о , г л а

« 2

Сн

О ° О Л«

О

<

О

Д

Б

С

активная

реактив

ная

2

ПС № 303, КРУН-10 кВ, яч. 2А, ф. 2А

ТЛО-10

кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 16869; 16867; 16870 Госреестр № 25433-08

ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612096092 Госреестр № 36355-07

активная

реактив

ная

1

2

3

4

5

6

7

8

3

ПС № 303, КРУН-10 кВ, яч. 26, ф. 26

ТЛО-10 кл. т 0,5 S Ктт = 600/5 Зав. № 16860; 16863; 16864 Г осреестр № 25433-08

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 5108 Госреестр № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0612096056 Госреестр № 36355-07

-

»о

г

р

К

Э

-

С

К

Р«

О

О

О

Д

Б

С

»К

С

Э

О

Л«

О

А

О

Д

Б

О

активная

реактив

ная

4

ПС № 303, КРУН-10 кВ, яч. 27, ф. 27

ТЛО-10 кл. т 0,5 S Ктт = 600/5 Зав. № 16865; 16861; 16859 Госреестр № 25433-08

ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612096819 Госреестр № 36355-07

активная

реактив

ная

5

ПС № 218 «Лаврики» 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, Т-1 ввод 110 кВ

IMB 145 кл. т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 8829392; 8829391; 8829390 Госреестр № 47845-11

CPB 123

кл. т 0,2 Ктн = 110000/V3: 100/V3 Зав. № 8829398; 8829397; 8829396

Зав. № 8829395; 8829394; 8829393 Госреестр № 47844-11

A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01265753 Госреестр № 31857-11

СИКОН С70 Зав.№ 07013 Госреестр № 28822-05

активная

реактив

ная

6

ПС № 218 «Лаврики» 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, Т-2 ввод 110 кВ

IMB 145 кл. т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 8829389; 8829388; 8829387 Госреестр № 47845-11

CPB 123

кл. т 0,2 Ктн = 110000/V3: 100/V3 Зав. № 8829398; 8829397; 8829396

Зав. № 8829395; 8829394; 8829393 Госреестр № 47844-11

A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01265754 Госреестр № 31857-11

СИКОН С70 Зав.№ 07013 Госреестр № 28822-05

активная

реактив

ная

1

2

3

4

5

6

7

8

7

ПС-539 «Тосно-Новая» 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 с. 10 кВ, яч. 106

ТЛО-10 кл. т 0,2S Ктт = 500/5 Зав. №

38 678;

38 679;

38 680 Г осреестр № 25433-11

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0999 Госреестр № 16687-07

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01266480 Госреестр № 31857-11

СИКОН С70 Зав.№ 03918 Госреестр № 28822-05

»о

г

р

е

н

О

1

С

К

Р«

О

О

О

«

Б

С

»о

г

р

е

н

э

н

Ч

О

А

О

Д

Б

С

активная

реактив

ная

8

ПС-539 «Тосно-Новая» 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 с. 10 кВ, яч. 206

ТЛО-10 кл. т 0,2S Ктт = 500/5 Зав. №

38 681;

38 682;

38 683 Госреестр № 25433-11

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0429 Госреестр № 16687-07

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01266481 Госреестр № 31857-11

СИКОН С70 Зав.№ 03918 Госреестр № 28822-05

активная

реактив

ная

9

ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с. 10 кВ, яч.103 ф.98-103

ТЛО-10 кл. т 0,5 S Ктт = 300/5 Зав. № 19085; 19064; 19062 Госреестр № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/V3: 100/V3 Зав. № 2219; 2217;

2241 Госреестр № 40014-08

СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0809100673 Госреестр № 36697-08

СИКОН С70 Зав.№ 05642 Госреестр № 28822-05

активная

реактив

ная

10

ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с. 10 кВ, яч.203 ф.98-203

ТЛО-10 кл. т 0,5 S Ктт = 300/5 Зав. № 19065; 19063; 19098 Госреестр № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/V3: 100/V3 Зав. № 19602;19598; 19599 Госреестр № 40014-08

СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0809100186 Госреестр № 36697-08

СИКОН С70 Зав.№ 05643 Госреестр № 28822-05

активная

реактив

ная

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях

эксплуатации 8, %

%

I

<

S

S

I

(2)

н^

I

'-Л

%

1

и

з

2

Л

1

2 о

%

о4-

НН

2

0

%

1

и

з

2

л

I

0

о

%

©х

1

0

0

£

1

и

з

2 1Л

1

2 о

%

©х

1 - 4, 9, 10 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) ГОСТ Р 523232005

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

±5,6

±3,4

±2,7

±2,7

5, 6

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) ГОСТ Р 523232005

1,0

±1,2

±0,8

±0,8

±0,8

0,9

±1,3

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,4

±1,0

±0,9

±0,9

0,7

±1,6

±1,1

±0,9

±0,9

0,5

±2,1

±1,4

±1,2

±1,2

7, 8

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) ГОСТ Р 523232005

1,0

±1,3

±1,0

±0,9

±0,9

0,9

±1,4

±1,1

±1,0

±1,0

0,8

±1,5

±1,2

±1,1

±1,1

0,7

±1,7

±1,3

±1,2

±1,2

0,5

±2,4

±1,8

±1,6

±1,6

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях

эксплуатации 8, %

%

I

<

S

13

I

(2)

нн

I

'-Л

%

1

и

з

2

Л

1

2 о

%

©х

НН

2

0

%

1

и

з

2

Л

I

0

о

%

©х

1

0

0

£

1

и

з

2 1Л

1

2 о

%

©х

1 - 4, 9, 10 (ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Счетчик 1,0) ГОСТ Р 524252005

0,9

±6,7

±5,0

±4,2

±4,2

0,8

±6,6

±4,3

±3,8

±3,8

0,7

±6,6

±4,0

±3,6

±3,6

0,5

±6,6

±3,7

±3,4

±3,4

5, 6

(ТТ 0,2S; ТН 0,2;

Счетчик 0,5) ГОСТ Р 524252005

0,9

±2,0

±1,3

±1,0

±1,0

0,8

±2,0

±0,9

±0,7

±0,7

0,7

±2,0

±0,8

±0,6

±0,6

0,5

±2,0

±0,6

±0,5

±0,5

7, 8

(ТТ 0,2S; ТН 0,5;

Счетчик 0,5) ГОСТ Р 524252005

0,9

±2,4

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±2,4

±1,3

±1,2

±1,2

0,7

±2,4

±1,1

±1,0

±1,0

0,5

±2,4

±0,9

±0,8

±0,8

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

Примечания:

1.    Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%p и 81(2)%q для cosj<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 0,98Ином до 1,02Ином;

-    сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;

-    температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1-ином;

-    сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном. 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;

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:

-    счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

-    счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов;

-    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

-    УСВ-2 - 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, УСВ, 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:

-    счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    счетчики Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 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

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол.

Примечание

Трансформатор тока

ТЛО-10

24

-

Трансформатор тока

IMB 145

6

-

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

2

-

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10

6

-

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

2

-

Трансформатор напряжения

CPB 123

6

-

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

4

-

СЭТ-4ТМ.03М.05

2

-

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

A1802RALQ-P4GB-DW-4

2

-

A1802RAL-P4GB-DW-4

2

-

УСПД

СИКОН С70

4

-

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

2

зав. №14652, 2903

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

4

зав. №1137, 1332, 1311, 1324

СБД ООО «РКС-Энерго»

Intel Xeon

1

-

СБД ОАО «Ленэнерго»

HP ProLiant ML370G5

1

-

СБД ОАО «ЛОЭСК»

HP Proliant ML350 G5

1

-

Методика поверки

МП 2163/550-2015

1

-

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.324 ПФ

1

-

Поверка

осуществляется по документу МП 2163/550-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам «Киришские городские электрические сети», ПС № 218 «Лаврики» 110/10 кВ, ПС-539 «Тосно-Новая» 110/10 кВ, ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в апреле 2015 года.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков 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 СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 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 ВЛСТ 150.00.000 И1 «Системы информационноизмерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-    УСВ-1 - по документу 221 00.000МП «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки» утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;

-    УСВ-2 - по документу 237 00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки» утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2010 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 (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам «Киришские городские электрические сети», ПС № 218 «Лаврики» 110/10 кВ, ПС-539 «Тосно-Новая» 110/10 кВ, ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0015/2015-01.00324-2011 от 10.03.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго» по объектам «Киришские городские электрические сети», ПС № 218 «Лаврики» 110/10 кВ, ПС-539 «Тосно-Новая» 110/10 кВ, ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ

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.

Развернуть полное описание