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
- ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир
-
Скачать
60888-15: Описание типа СИСкачать122.9 Кб
- 05.11.24
- 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 <и 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 V£ (2) н^ | I '-Л % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 о % о4- | НН 2 0 % 1Л 1 и з 2 л I 0 о % ©х | 1 0 0 £ 1Л 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 % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | НН 2 0 % 1Л 1 и з 2 Л I 0 о % ©х | 1 0 0 £ 1Л 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.