Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам ПС-294 "Колтуши", ПС "Восточная", "Сосновоборские ГЭС", "Тосненские ГЭС"
- ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир
-
Скачать
63846-16: Методика поверки РТ-МП-3076-500-2015Скачать1.0 Мб63846-16: Описание типа СИСкачать123.8 Кб
- 05.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам ПС-294 "Колтуши", ПС "Восточная", "Сосновоборские ГЭС", "Тосненские ГЭС"
Основные | |
Тип | |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам ПС-294 «Колтуши», ПС «Восточная», «Сосновоборские ГЭС», «Тосненские ГЭС» (далее по тексту - АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» Волгоградское РДУ и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней: Первый 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.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), УСПД RTU-325H (Госреестр № 44626-10), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), УССВ-35 HVS, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя включает в себя коммуникационный сервер филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, сервер базы данных (СБД) филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, серверы АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго», УССВ УСВ-1, УССВ-35 HVS, 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.
УСПД СИКОН С70, установленное на ПС № 333 110/10 кВ, и УСПД RTU-325H, установленное на ПС «Восточная» 330/110/35/10/6 кВ, один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики ИИК 3-6, 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.
Коммуникационный сервер филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада автоматически опрашивает УСПД ИИК № 3 - 4 и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных, расположенную на сервере баз данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада.
СБД ПАО «Ленэнерго» 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 АО «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, 2, 7, 8 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий счётчиков. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер баз данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада в автоматическом режиме один раз в сутки формирует отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляет данные коммерческого учета на сервер базы данных ООО «РКС-энерго».
Данные измерений, а также данные о состоянии технических и программных средств ИИК, ИВКЭ (журналы событий, статусы работоспособности каналов), по точкам измерения, опрашиваемым СБД ПАО «Ленэнерго» и СБД АО «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 филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, СБД ПАО «Ленэнерго» и СБД АО «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.
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, серверов филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго». В качестве УСВ используются УСВ-1 и УССВ-35 HVS, к которым подключены GPS-приемники. УСВ-1, УССВ-35 HVS осуществляют прием сигналов точного времени от GPS-приемников непрерывно.
Сравнение показаний часов СБД ПАО «Ленэнерго», СБД АО «ЛОЭСК», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в час. Синхронизация часов СБД ПАО «Ленэнерго», СБД АО «ЛОЭСК», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов СБД ПАО «Ленэнерго», СБД АО «ЛОЭСК», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов СБД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада и УССВ-35 HVS происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в час. Синхронизация часов СБД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада и УССВ-35 HVS осуществляется независимо от показаний часов СБД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада и УССВ-35 HVS.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 3, 4 и УССВ-35 HVS происходит один раз в
30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 3, 4 и УССВ-35 HVS на величину более чем ±500 мс.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 5, 6 и УСВ-1 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов УСПД ИИК 5, 6 и УСВ-1.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 3 - 6 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 3 - 6 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1, 2, 7, 8 и СБД АО «ЛОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1, 2, 7, 8 и СБД АО «ЛОЭСК» на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Пирамида 2000» представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Пирамида 2000»
Идентиф икаци-онное 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 |
Идентиф икаци-онное наименование ПО | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ParsePiramida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | MD5 |
SynchroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | MD5 |
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 измерительного канала | Вид электроэнер гии | ||||
Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | ИВКЭ | ИВК | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1 | ТП-298 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ | ТТЭ кл. т. 0,5S Ктт = 1500/5 Зав. № 10848; 10850; 10853 Г осреестр № 52784-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0622121163 Госреестр № 36355-07 | - | о , г л л & $ ЭОС 4 * v Рн !§ О ^ W о | Активная Реактивная |
2 | ТП-298 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-2 ввод 0,4 кВ | ТТЭ кл. т. 0,5S Ктт = 1500/5 Зав. № 10871; 10873; 10874 Госреестр № 52784-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0622120928 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная |
On
W ^ я
^3 H /^4
о Cj
' ^ ^
о ° W
: , „ Я OJ
to W ® W
Продолжение таблицы 2
я
о
Ю*
U>
U>
U>
Я
О
tf
о
о
н
о
л
Я
о
Й
о
о
н
о
л
CO
*<
U) о
U> L-,
uj В
40 g
LtJ о
UJ j_
oj E i j
to a
J5
*& о
*<
oj a U) fa
o ia
04
о
РЭ
oj а
UJ Р5
о ia
td
О
? * Э ^ и & ►& о s
OJ
о
о
TI
*<
w to ►& У1
О « a td
? 5=1
о
U) Я j o td
►©- to
to
LtJ
LtJ
td
й
о
о
ON
о
ON
ю* | "1 | UJ | OJ | OJ | |
to | О | о | о | о | CO |
OJ | О | о | О | о | P2 |
<1 | 43 <Т> <Т> О н | On | On | On | a |
^1 ■ | 40 UJ | 40 LtJ | 40 LtJ | i? | |
to | 43 | ON | J*? |
W
3
р
"to
сл
я « 3 §
II н о
to to to Lj £ OJ
Ы W W P О О О И
ООО ООО ООО ООО ООО [ч Js) J—‘
to to
LtJ LtJ
^ ^ со
W W р:
о о о о о о
to
LtJ
LtJ
о
о
о
о
о
о
On
"1
о
о
43
<т>
<т>
о
н
43
"I
о
о
43
<т>
<т>
о
н
43
U) w w
о о о
ООО
Q\ On On
\£, 40 40
w w w
OJ to ^
О
>
О
>
4^
to
On
00
LtJ
I
О
40
^ о
"iv 0
CD
<1 о
^ 43 to w
CD II i? g
со
о о о о о о
UJ
о
о
о
о о О Ltl
Di ™
р
к>
сл
to
LtJ
to
LtJ
со
РЭ
м
io*
оо
О
^1
о
о
о
р
о
о
Я | ||
я и | н | |
W | s | |
H Д | н | Я |
ll | p | О |
сл С\ |
io* "1
to о
LtJ ^1
£ 8
о ^
to ^
! ° 43 <т>
о | о | о | |||
оо | 00 | 00 | ! , | ||
о | о | о | из | ||
00 --J VO | оо --J VO | оо --J VO | р рэ | о о | о о |
VO | 4J | 4J | pt | ||
ю U) | ю ю | ю 4^ |
«
н
д
- to to LtJ
io* ч
"iv 0
£ 8
о ^ to w
о о 00 00 о о
^ 1-1 io* О w а>
An q
40 *3
с
н
о
а ^
г* Н
н о
О ^ to bj
со
о
о
о
о
оо 00 00 р
о
о
40 40
40 40
^ to
40
io*
^1
о On | ||||
о | о | со | и | |
а | UJ | < /1 | ||
о> | N) | рэ | СГ! | |
(Ll о ч | о о | i? | о | н |
43 | VO |
4^
О Л ^ т4
i?
OJ
^1
о On | ||||
о | О | СО | и | |
о | UJ | < /1 | ||
о> | N) | рэ | СГ! | |
(L> О ч | О Ui | i? | о | ч |
43 | и Ю |
СИКОН С70 Зав. № 03828 Госреестр № 28822-05
RTU-325H Зав. № 004782 Госреестр № 44626-10
On
СБД ПАО «Ленэнерго», СБД 000 «РКС-Энерго»
td
о
сг>
о
й
д
о
н
о
со
2? > Щ 3
2? > Щ 3
а? > щ з
и
д
о
н
н
д
со
д
S
со
X
Р
S *
S *
КС филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, СБД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, СБД 000 «РКС-Энерго»
г >
1 ^
Н ы
S “
2 Д
X CD
S м
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
7 | ПС-500 110/35/10 кВ, ОРУ-2 10 кВ, яч. 13 | ТПЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 8518; 8407 Г осреестр № 1276-59 | НТМИ-10 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 120 Госреестр № 831-53 | МТ 851 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 34873765 Госреестр № 27724-04 | - | о , г л л & $ ЭОС 4 * v Рн !§ О ^ W о | Активная Реактивная |
8 | ПС-500 110/35/10 кВ, ОРУ-2 10 кВ, яч. 15 | ТПЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 52972; 43991 Госреестр № 1276-59 | МТ 851 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 34873760 Госреестр № 27724-04 | Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
I1(2)£ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | НЧ 2 0 £ 1Л 1 и з 2 Л I 0 о % ©х | % О 2 I VI м S I VI % о о н^ | ||
1, 2 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
0,9 | ±2,8 | ±1,8 | ±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 | ±3,2 | ±2,4 | ±2,4 | |
3, 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) | 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 | ±1,0 | ±1,0 | |
0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
5, 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
0,9 | ±2,8 | ±2,0 | ±1,8 | ±1,8 | |
0,8 | ±3,3 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 | |
0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 | |
0,5 | ±5,7 | ±3,5 | ±2,7 | ±2,7 | |
7, 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,3 | ±1,7 | ±1,6 |
0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,8 | |
0,8 | - | ±3,2 | ±2,2 | ±1,9 | |
0,7 | - | ±3,9 | ±2,5 | ±2,1 | |
0,5 | - | ±5,7 | ±3,4 | ±2,7 |
Номер ИИК | sin9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % | |||
I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | I '-Л % 1Л 1 и W 2 Л 1 2 О % ©х | НН 2 0 £ 1Л 1 и W 2 Л I 0 о % ©х | 1 0 0 £ 1Л 1 и W 2 1Л 1 2 О % ©х | ||
1, 2 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) | 0,44 | ±6,5 | ±4,8 | ±4,0 | ±4,0 |
0,6 | ±5,1 | ±4,2 | ±3,7 | ±3,7 | |
0,71 | ±4,6 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,5 | |
0,87 | ±4,1 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 | |
3, 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) | 0,44 | ±2,6 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,7 |
0,6 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 | |
0,71 | ±2,0 | ±1,8 | ±1,4 | ±1,4 | |
0,87 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 | |
5, 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,44 | ±6,7 | ±5,0 | ±4,3 | ±4,3 |
0,6 | ±5,2 | ±4,3 | ±3,8 | ±3,8 | |
0,71 | ±4,6 | ±4,0 | ±3,6 | ±3,6 | |
0,87 | ±4,1 | ±3,8 | ±3,4 | ±3,4 | |
7, 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,5 | ±3,2 |
0,6 | - | ±5,3 | ±3,1 | ±2,6 | |
0,71 | - | ±4,4 | ±2,7 | ±2,4 | |
0,87 | - | ±3,6 | ±2,4 | ±2,2 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 8ц2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от 12%.
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 1,02-ином;
- 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 1,1Ином;
- сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 1 - 6, от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 7, 8;
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 ИИК № 1 - 6 по ГОСТ Р 52323-2005, ИИК № 7, 8 по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии ИИК № 1 - 6 по ГОСТ Р 52425-2005, ИИК № 7, 8 по ГОСТ 26035-83;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. 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 Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчик МТ 851 - среднее время наработки на отказ не менее 1847754 часов;
- УСПД RTU-325Н - среднее время наработки на отказ не менее 55000 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, УСПД, УСВ, 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.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики 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 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- счетчики МТ 851 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 85 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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | Кол. |
Трансформатор тока | ТТЭ | 6 |
Трансформатор тока | CA 123 | 6 |
Трансформатор тока | ТЛК | 6 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 4 |
Трансформатор напряжения | UTD 123 | 6 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 2 |
Электросчетчик | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 2 |
Электросчетчик | A1802RAL-P4GB-DW-4 | 2 |
Электросчетчик | ПСЧ-4ТМ.05М | 2 |
Электросчетчик | МТ 851 | 2 |
УСПД | СИКОН С70 | 1 |
УСПД | RTU-325H | 1 |
Устройство синхронизации системного времени | УССВ-35 HVS | 1 |
Устройство синхронизации времени | УСВ-1 Зав № 1080, 1332, 1324, 1311 | 4 |
СБД ООО «РКС-Энерго» | Intel Xeon | 1 |
Сервер ПАО «ФСК ЕЭС» | HP Proliant ML370 G5 | 2 |
СБД АО «ЛОЭСК» | HP Proliant ML350 G5 | 1 |
СБД ПАО «Ленэнерго» | HP ProLiant ML370G5 | 1 |
Методика поверки | РТ-МП-3076-500-2016 | 1 |
Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС. 325.ПФ |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3076-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «РКС-энерго» по объектам ПС-294 «Колтуши», ПС «Восточная», «Сосновоборские ГЭС», «Тосненские ГЭС». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в марте 2016 года.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электроэнергии Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков МП 851 - по МИ 2158-91;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- УСПД RTU 325Н - по документу «Устройства сбора и передачи данных ЯТЦ-325Н и RTU-325^ Методика поверки ДЯИМ.466.215.005МП» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методики измерений приведены в документах:
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту ПС-294 «Колтуши». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0004/2016-01.00324-2011 от
19.01.2016 г.;
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту ПС «Восточная». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0005/2016-01.00324-2011 от 19.01.2016 г.;
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту «Сосновоборские ГЭС». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0006/2016-01.00324-2011 от
20.01.2016 г.;
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту «Тосненские ГЭС». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0007/2016-01.00324-2011 от
21.01.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам ПС-294 «Колтуши», ПС «Восточная», «Сосновоборские ГЭС», «Тосненские ГЭС»
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.