Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ "Патрокл" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Востока
- ООО "Энергоресурс-Холдинг", г.Волгоград
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:53417-13
- 05.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ "Патрокл" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Востока
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2013 |
Дата протокола | Приказ 466 п. 47 от 06.05.2013 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Срок действия сертификата | .. |
Страна-производитель | Россия |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Патрокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности, потребляемой (отпускаемой) на оптовом рынке электроэнергии (мощности) (далее - ОРЭМ), по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации на уровень ИВК системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети АИИС КУЭ ЕНЭС (Госреестр № 45673-10) в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ, построенная на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней: 1-ый уровень - информационно-измерительные комплексы, которые включают в себя 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя устройство сбора и обработки данных (УСПД) RTU 325Н ( Госреестр № 44626-10), устройство синхронизации системного времени (УССВ, конструктивно располагается в составе выделенного шкафа НКУ МС-255), включающее приемник GPS-сигналов 35HVS, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, передачи её на уровень ИВК.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение. ИВК является неотъемлемым компонентом центра сбора и обработки данных системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети АИИС КУЭ ЕНЭС (Госреестр № 45673-10) (далее по тексту - ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС).
Вспомогательное оборудование:
а) автоматизированное рабочее место оператора (АРМ), включающее системный блок, монитор, комплект устройств интерактивного ввода-вывода, источник бесперебойного питания, устройство печати цифровой информации (принтер);
В качестве системного блока используется промышленный компьютер DEPO Neos 655S. На АРМ установлено программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» (далее по тексту - ПО «Аль-фаЦЕНТР») производства ООО «Эльстер Метроника».
б) мобильное автоматизированной рабочее место (инженерный пульт), которое состоит из портативного персонального компьютера и оптического преобразователя.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- 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);
- передача журналов событий счетчиков и УСПД в базу данных ИВК.
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 3 мин.
УСПД автоматически в соответствии с параметрами конфигурации один раз в 3 мин по линиям связи интерфейса RS-485 производит опрос, считывание, обработку, накопление, хранение, отображение измерительной информации счетчиков. Считанные данные результатов измерений приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных. Также в базу данных заносятся журналы событий счетчиков.
Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ обеспечивает трансляцию результатов измерений и журналов событий на уровень ИВК в ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС (Госреестр № 45673-10).
В качестве основного канала связи между ИВКЭ АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Патрокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС используется промышленная локальная сеть Ethernet с поддержкой протокола TCP/IP. Резервирование коммуникационной среды между уровнем ИВКЭ и уровнем ИВК осуществляется через каналы сотовой связи стандарта GSM.
Функционал АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Патрокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока обеспечивает возможность контрольного доступа к уровню ИВКЭ системы по инициативе ОАО "АТС". Процедура контрольного доступа осуществляется с использованием коммуникационной среды сотовой связи стандарта GSM.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется местное календарное время.
Сигналы точного времени формируются функционально законченным устройством синхронизации системного времени (УССВ) на основании сигналов GPS от GPS-приемника устройства синхронизации системного времени (УССВ)
Сличение шкал времени УСПД и УССВ происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени УСПД с УССВ происходит с периодичностью 10 минут при расхождении на величину более ±2 с.
Сличение шкал времени счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 60 минут. Коррекция шкал времени счетчиков и УСПД происходит при расхождении шкал времени счетчиков и УСПД на величину более ±1 с.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика и УСПД.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит встроенное ПО счетчиков, ПО УСПД и ПО АРМ. Программные средства АРМ включают операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных, и прикладное ПО «АльфаЦЕНТР».
Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
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 |
ПО АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ"Патрокл" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Востока | MS Windows XP PRO SP3 | _ | 76956-034 8446751-28347 | _ | _ |
"АльфаЦЕНТР" | _ | 105484934 | _ | _ | |
программа -планировщик опроса и передачи данных | Amrserver.exe | 105484934 | 9477e814edf7caebe9 1e7de6f64a696c | CRC32 | |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | 8aa117fcdac5f6e000d 514cc71fd90b6 | |||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 4bbbc875c44300fffc8 2l6231dcd4ffa | |||
драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | bda7fb6babb1c9dfe8 51d3f7e6c08be2 | |||
Библиотека шифрования пароля счетчиков | enciyptdll.dll | 3321de04895fbcbeba 401eeac8d0572c | |||
библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | d8c489abb7e344444 78eec9317d635bd |
ПО АИИС КУЭ не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Патрокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровня ИИК АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Патрокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
№ ИИК | Диспетчерское наименование ИИК | Состав 1-го и 2-го уровня ИИК | Вид электроэнергии | |||
Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
6 | 1АТ - 110 кВ | SB 0,8 Кл.т. 0,2S 500|1 Зав.№ 10-014976 Зав.№ 10-014975 Зав.№ 10-014983 Госреестр № 20951-08 | TEMP 123 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав.№ T100903-04 Зав.№ T100903-05 Зав.№ T100903-06 Г осреестр № 25474-03 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218709 Госреестр № 31857-11 | RTU-325H Зав. № 5711 Госреестр № 44626-10 | Активная Реактивная |
7 | 2АТ - 110 кВ | SB 0,8 Кл.т. 0,2S 500|1 Зав.№ 10-014984 Зав.№ 10-014986 Зав.№ 10-014974 Госреестр № 20951-08 | TEMP 123 Кл.т. 0,2 110000 \3 100 \3 Зав.№ T100903-01 Зав.№ T100903-02 Зав.№ T100903-03 Г осреестр № 25474-03 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218715 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная | |
9 | яч. 2 ВЛ-110 кВ ВТЭЦ-2 W1G | SB 0,8 Кл.т. 0,2S 300|1 Зав.№ 10-014978 Зав.№ 10-014979 Зав.№ 10-014977 Госреестр № 20951-08 | TEMP 123 Кл.т. 0,2 110000 \3 100 \3 Зав.№ T100903-04 Зав.№ T100903-05 Зав.№ T100903-06 Г осреестр № 25474-03 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218713 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная | |
10 | яч.3 ВЛ-110 кВ Голдобин W2G | SB 0,8 Кл.т. 0,2S 300|1 Зав.№ 10-014987 Зав.№ 10-014980 Зав.№ 10-014981 Госреестр № 20951-08 | TEMP 123 Кл.т. 0,2 110000 \3 100 \3 Зав.№ T100903-01 Зав.№ T100903-02 Зав.№ T100903-03 Г осреестр № 25474-03 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218711 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная | |
11 | яч.10 кВ № 3 КЛ-10 кВ Жилой массив 3 | ТОЛ СЭЩ-10-21 Кл.т. 0,5S 600|5 Зав.№ 09516-11 Зав.№ 09489-11 Зав.№ 09868-11 Госреестр № 32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 00130-11 Г осреестр № 38394-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218723 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
12 | яч.10 кВ № 4 КЛ-10 кВ Жилой массив 2 | ТОЛ СЭЩ-10-03 Кл.т. 0,5S 600|5 Зав.№ 35006-11 Зав.№ 34931-11 Зав.№ 35040-11 Г осреестр № 32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 00129-11 Г осреестр № 38394-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218724 Госреестр № 31857-11 | RTU-325H Зав. № 5711 Госреестр № 44626-10 | Активная Реактивная |
13 | яч.10 кВ № 5 КЛ-10 кВ Жилой массив 5 | ТОЛ СЭЩ-10-03 Кл.т. 0,5S 500|5 Зав.№ 35815-11 Зав.№ 35926-11 Зав.№ 35003-11 Г осреестр № 32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 00130-11 Г осреестр № 38394-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218729 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная | |
14 | яч.10 кВ № 6 КЛ-10 кВ Жилой массив 6 | ТОЛ СЭЩ-10-03 Кл.т. 0,5S 500|5 Зав.№ 35270-11 Зав.№ 35269-11 Зав.№ 35928-11 Г осреестр № 32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 00129-11 Г осреестр № 38394-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218722 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная | |
15 | яч.10 кВ № 7 КЛ-10 кВ Жилой массив 1 | ТОЛ СЭЩ-10-03 Кл.т. 0,5S 300|5 Зав.№ 34099-11 Зав.№ 35005-11 Зав.№ 34097-11 Г осреестр № 32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 00130-11 Г осреестр № 38394-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218718 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная | |
16 | яч.10 кВ № 8 КЛ-10 кВ Жилой массив 4 | ТОЛ СЭЩ-10-03 Кл.т. 0,5S 300|5 Зав.№ 35041-11 Зав.№ 34093-11 Зав.№ 35223-11 Г осреестр № 32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 00129-11 Г осреестр № 38394-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218726 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная | |
19 | яч.10 кВ № 13 Ввод 1СШ 10 кВ | ТШЛ СЭЩ-10-02 Кл.т. 0,5S 2500|5 Зав.№ 00213-11 Зав.№ 00221-11 Зав.№ 00229-11 Госреестр № 37544-08 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 00130-11 Госреестр № 38394-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218719 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная | |
20 | яч.10 кВ № 14 Ввод 2СШ 10 кВ | ТШЛ СЭЩ-10-02 Кл.т. 0,5S 2500|5 Зав.№ 00234-11 Зав.№ 00211-11 Зав.№ 00212-11 Госреестр № 37544-08 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 00129-11 Госреестр № 38394-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218728 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
21 | яч.10 кВ № 15 КЛ-10 кВ Сухой док 1 | ТОЛ СЭЩ-10-21 Кл.т. 0,5S 600|5 Зав.№ 09869-11 Зав.№ 09573-11 Зав.№ 09482-11 Госреестр № 32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 00130-11 Г осреестр № 38394-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218727 Госреестр № 31857-11 | RTU-325H Зав. № 5711 Госреестр № 44626-10 | Активная Реактивная |
22 | яч.10 кВ № 16 КЛ-10 кВ Сухой док 2 | ТОЛ СЭЩ-10-03 Кл.т. 0,5S 600|5 Зав.№ 35004-11 Зав.№ 34098-11 Зав.№ 35007-11 Госреестр № 32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 00129-11 Г осреестр № 38394-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218730 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная | |
17 | яч.10 кВ № 9 ТСН-1 | ТОЛ СЭЩ-10-21 Кл.т. 0,5S 300|5 Зав.№ 09831-11 Зав.№ 10129-11 Зав.№ 09787-11 Госреестр № 32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 00130-11 Г осреестр № 38394-08 | A1802RALQ-P4GB-DW4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218720 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная | |
18 | яч.10 кВ № 10 ТСН-2 | ТОЛ СЭЩ-10-21 Кл.т. 0,5S 300|5 Зав.№ 09455-11 Зав.№ 09457-11 Зав.№ 09424-11 Госреестр № 32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 00129-11 Г осреестр № 38394-08 | A1802RALQ- P4GB-DW4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218717 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная |
Таблица 3
Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
81(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | 85 %, I5 %— 1 изм< 1 20 % | 820 %, 1 20 %— 1 изм< 1 100 % | 8100 %, 1100 %— 1 изм— 1 120 % | ||
6, 7, 9, 10 TT-0,2S; ТН-0,2; C4-0,2S | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
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 | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
11 - 22 TT-0,5S; ТН-0,5; C4-0,2S | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 | |
0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 | |
0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
Продолжение таблицы 3
Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
81(2)%, I1(2)— 1 изм< 1 5 % | 85 %, I5 %— I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %— I изм— I 120 % | ||
6, 7, 9, 10 TT-0,2S; ТН-0,2; Сч-0,5 | 0,9 | ±2,9 | ±2,0 | ±1,9 | ±1,9 |
0,8 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 | |
0,7 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 | |
0,5 | ±1,9 | ±1,3 | ±1,3 | ±1,3 | |
11 - 22 TT-0,5S; ТН-0,5; Сч-0,5 | 0,9 | ±6,6 | ±3,7 | ±3,0 | ±3,0 |
0,8 | ±4,6 | ±2,8 | ±2,3 | ±2,3 | |
0,7 | ±3,8 | ±2,3 | ±2,0 | ±2,0 | |
0,5 | ±2,9 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%₽ и 8i(2)%q для cosф=1,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%Q для cosф<1,0 нормируется от I2%..
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение переменного тока от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
• переменный ток от 1ном до 1,2-Ihom, ^ф=0,9 инд;
• температура окружающей среды от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение переменного тока от 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;
• сила переменного тока от 0,0Г1ном до 1,2-Ihom;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 30 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2011-2001;
- 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 согласно Описанию типа средств измерений "Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800" (Госре-естр № 31857-11);
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. 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:
Среднее время наработки на отказ:
• счетчик электроэнергии Альфа А1800 - не менее 120000 часов;
• УСПД RTU 325Н - не менее 55000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часов;
• для УСПД Тв < 2 часов;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для GSM модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
• на счетчиках предусмотрена возможность пломбирования винтов крепления кожуха с основанием счетчика, крышки зажимной платы и кнопки RESET на лицевой панели;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, АРМ.
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);
• АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии - трехминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - 30 лет;
• УСПД - коммерческий график нагрузки (расход электроэнергии с усреднением 3 мин) при отключении питания - 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 | Количество, шт. |
1 | 2 | 3 |
Трансформаторы тока | SB 0.8 | 12 |
Трансформаторы тока | ТШЛ СЭЩ-10 | 6 |
1 | 2 | 3 |
Трансформаторы тока | ТОЛ СЭЩ-10 | 24 |
Трансформаторы тока | ТСН-8 | 6 |
Трансформаторы тока | ТСН 6.2 | 3 |
Трансформаторы напряжения | TEMP 123 | 6 |
Трансформаторы напряжения | НАЛИ-СЭЩ-10 | 2 |
Счетчик электрической энергии | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 16 |
Контроллер УСПД | RTU-325H | 1 |
Устройство синхронизации системного времени | НКУ МС-255 - шкаф УССВ 35 HVS | 1 |
Модем коммутируемого телефонного соединения | Zyxel U336E+ | 1 |
Терминал GSM/GPRS | Cinterion МC35i | 1 |
Коммутатор | EDS-516A-MM-SC | 1 |
Блок системный (АРМ) | DEPO Neos 655S | 1 |
Внешний инженерный пульт | ASUS K42F | 1 |
Оптический преобразователь | АЕ-2 | 1 |
Паспорт - формуляр | 93523624.422231.10/025.ЭД.ФО | 1 |
Методика поверки | МП 1549/446-2013 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1549/446-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Патрокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока, утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в феврале 2013 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2001, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков Альфа A1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- для УСПД RTU 325Н - по методике поверки ДЯИМ.466215.005 МП, утвержденной 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
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ «Патрокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1246/446-01.00229-2013 от 28.02.2013 года.
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.