56492-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Лодейнопольские электрические сети - Производители, поставщики и поверители

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

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 56492-14
Производитель / заявитель: ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
Скачать
56492-14: Описание типа СИ Скачать 141.7 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Лодейнопольские электрические сети поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Лодейнопольские электрические сети (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 56492-14
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Лодейнопольские электрические сети
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2014
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 106 п. 66 от 12.02.2014
Производитель / Заявитель

ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 1778/550-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 3
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 3 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

56492-14: Описание типа СИ Скачать 141.7 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Лодейнопольские электрические сети (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ, выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:

1-ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), УСПД ЭКОМ-3000 (Госреестр № 17049-09) устройство синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий уровень - информационно -вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго», филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, коммуникационный сервер филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, УСВ-1, устройство синхронизации времени УССВ 35HVS, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

Лист № 2

Всего листов 11

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.

На ПС-31 «Лодейнопольская» 35/6 кВ и ПС-266 «Лодейнопольская» 220/110/10

кВ установлены УСПД, которые один раз в 30 минут опрашивают счетчики ИИК 1 - 5, 7 -14, также в них осуществляется вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчиках коэффициенты трансформации выбраны равными единице, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.

Сервер базы данных ОАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК 1 - 5 и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).

Сервер базы данных ОАО «ЛОЭСК» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD опрашивает счетчик ИИК 6 и считывает 30минутные профиль мощности, параметры электросети, а также журнал событий. Далее сервер ОАО «ЛОЭСК» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.

Коммуникационный сервер филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада с периодичностью один раз в сутки опрашивает УСПД ИИК 7 - 14 и считывает с него 30-

Лист № 3 Всего листов 11 минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД Oracle), расположенную на сервере баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада.

Серверы баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные коммерческого учета на сервер базы данных ООО «РКС-энерго». Сервер базы данных ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от серверов баз данных ОАО «ЛОЭСК», ОАО «Ленэнерго», филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер базы данных 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 УССВ, счетчиков, УСПД, серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, коммуникационного сервера филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада. В качестве устройств синхронизации времени используются устройства УСВ-1 и УССВ 35HVS, к которым подключены GPS-приемники. УСВ-1 и УССВ 35HVS осуществляют прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов серверов базы данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1.

Сравнение показаний часов сервера баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада и УССВ 35HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада и УССВ 35HVS осуществляется независимо от показаний часов сервера баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада и УССВ 35HVS.

Сравнение показаний часов коммуникационного сервера и сервера баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада происходит один раз в час. Синхронизация часов коммуникационного сервера и сервера баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-

Лист № 4

Всего листов 11

Запада осуществляется независимо от показаний часов коммуникационного сервера и сервера баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 1 - 5 и УСВ-1 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация часов УСПД и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов УСПД и УСВ-1, т.е. УСПД входит в режим подчинения устройству точного времени и устанавливает время с УСВ-1.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 7 -14 и встроенного модуля GPS происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация часов УСПД и встроенного модуля GPS осуществляется независимо от показаний часов УСПД и встроенного модуля GPS, т.е. УСПД входит в режим подчинения устройству точного времени и устанавливает время с встроенного модуля GPS.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 5, 7 - 14 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 - 5, 7 - 14 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 5, 7 - 14 и УСПД на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчика ИИК 6 и сервера базы данных ОАО «ЛОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 6 и сервера базы данных ОАО «ЛОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 6 и сервера базы данных ОАО «ЛОЭСК» на величину более чем ±2 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

MD5

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

MD5

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac

MD5

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

MD5

ParseBin.dll

3

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

MD5

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

MD5

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48

MD5

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

MD5

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

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 С по МИ 3286 - 2010.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

№ ИИК |

Наименование объекта

Состав ИИК

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПС-31

" Лодейнопольская",

КРУН-6 кВ, 1 с.ш., яч. 4

ТЛП-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 23102;

23101;

Госреестр № 30709-08

ЗНАМИТ-6-1 УХЛ2 Кл.т. 0,2 Ктн =6000/100 Зав.№ 311; Госреестр № 40740-09

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160096

Госреестр № 31857-06

СИКОН С70 Зав. № 03688 Госреестр № 28822-05

HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003

активная реактивная

2

ПС-31 "Лодейнопольская", КРУН-6 кВ, 2 с.ш., яч. 11

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 22838;

22847;

Госреестр № 25433-08

ЗНАМИТ-6-1 УХЛ2 Кл.т. 0,2 Ктн =6000/100 Зав.№ 312; Госреестр № 40740-09

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160125

Госреестр № 31857-06

активная реактивная

3

ПС-31 "Лодейнопольская", КРУН-6 кВ, 2 с.ш., яч. 16

ТЛП-10 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 25370;

25371;

Госреестр № 30709-08

ЗНАМИТ-6-1 УХЛ2 Кл.т. 0,2 Ктн =6000/100 Зав.№ 312; Госреестр № 40740-09

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160203

Госреестр № 31857-06

активная реактивная

4

ПС-31 "Лодейнопольская", КРУН-6 кВ, 2 с.ш., яч. 17

ТЛП-10 кл. т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 23026;

23031;

Госреестр № 30709-08

ЗНАМИТ-6-1 УХЛ2 Кл.т. 0,2 Ктн =6000/100 Зав.№ 312; Госреестр № 40740-09

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160207

Госреестр № 31857-06

активная реактивная

5

ПС-31 "Лодейнопольская", КРУН-6 кВ, 2 с.ш., яч. 18

ТЛП-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 25209;

25211;

Госреестр № 30709-08

ЗНАМИТ-6-1 УХЛ2 Кл.т. 0,2 Ктн =6000/100 Зав.№ 312; Госреестр № 40740-09

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160209

Госреестр № 31857-06

активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

6

ТП-6-76 "Очистные", ввод РУ-0,4 кВ

ТТЭ кл. т 0,5 Ктт =750/5 Зав. № 18334; 18336; 18343;

Госреестр № 32501-08

_

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0608112752 Госреестр № 36355-07

-

HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003

активная реактивная

7

ПС-266 "Лодейнопольская", КРУН-10 кВ, 1 с.ш., яч. 5

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 5699;

5215;

Госреестр № 2473-00

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Инв. № 2536; Госреестр № 831-69

SL761DCB кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 36109442 Госреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Зав. № 03081963 Госреестр № 17049-09

активная реактивная

8

ПС-266

" Лодейнопольская", КРУН-10 кВ,

1 с.ш., яч. 9

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 6899;

6892;

Госреестр № 2473-00

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Инв. № 2536; Госреестр № 831-69

SL761DCB кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 36108991 Госреестр № 21478-04

активная реактивная

9

ПС-266 "Лодейнопольская", КРУН-10 кВ, 1 с.ш., яч. 11

ТВК-10

кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 9502;

9574;

Госреестр № 8913-82

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Инв. № 2536; Госреестр № 831-69

SL761DCB кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 36109196 Госреестр № 21478-04

активная реактивная

10

ПС-266 "Лодейнопольская", КРУН-10 кВ, 1 с.ш., яч. 12

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 6881;

6891;

Госреестр № 2473-00

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Инв. № 2536; Госреестр № 831-69

SL761DCB кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 36109365 Госреестр № 21478-04

активная реактивная

11

ПС-266 "Лодейнопольская", КРУН-10 кВ, 2 с.ш., яч. 22

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 6895;

1580;

Госреестр № 2473-00

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Инв. № 2122; Госреестр № 831-69

SL761DCB кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 36109374 Госреестр № 21478-04

активная реактивная

12

ПС-266 "Лодейнопольская", КРУН-10 кВ, 2 с.ш., яч. 29

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 6800;

5792;

Госреестр № 2473-00

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Инв. № 2122; Госреестр № 831-69

SL761DCB кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 36109336 Госреестр № 21478-04

активная реактивная

13

ПС-266 "Лодейнопольская", КРУН-10 кВ, 2 с.ш., яч. 28

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 2969;

3005;

Госреестр № 2473-00

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Инв. № 2122; Госреестр № 831-69

SL761DCB кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 36108964 Госреестр № 21478-04

активная реактивная

14

ПС-266 "Лодейнопольская", КРУН-10 кВ, 1 с.ш., яч. 4

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 6666;

6620;

Госреестр № 2473-00

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Инв. № 2536; Госреестр № 831-69

SL761DCB кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 36109346 Госреестр № 21478-04

активная реактивная

Таблица 3

Номер ИИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

I100 %— I изм— I 120 %

1 - 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5S)

1,0

±2,4

±1,6

±1,5

±1,5

0,9

±2,8

±1,9

±1,6

±1,6

0,8

±3,2

±2,1

±1,8

±1,8

0,7

±3,8

±2,4

±1,9

±1,9

0,5

±5,5

±3,3

±2,5

±2,5

6

(ТТ 0,5;

Счетчик 0,5S)

1,0

-

±2,1

±1,6

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,1

±2,0

±1,7

0,7

-

±3,7

±2,3

±1,9

0,5

-

±5,6

±3,1

±2,4

7 - 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)

1,0

-

±1,9

±1,2

±1,0

0,9

-

±2,4

±1,4

±1,2

0,8

-

±2,9

±1,7

±1,4

0,7

-

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,3

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной тивной электрической энергии в

погрешности ИИК при измерении реак-рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

I100 %— I изм— I 120 %

1 - 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 1,0)

0,9

±6,5

±4,8

±4,1

±4,1

0,8

±6,5

±4,2

±3,7

±3,7

0,7

±6,5

±3,9

±3,5

±3,5

0,5

±6,4

±3,7

±3,4

±3,4

6 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0)

0,9

-

±7,1

±4,6

±4,0

0,8

-

±5,5

±3,9

±3,6

0,7

-

±4,8

±3,7

±3,5

0,5

-

±4,2

±3,4

±3,3

7 - 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5)

0,9

-

±6,5

±3,6

±2,7

0,8

-

±4,5

±2,5

±2,0

0,7

-

±3,6

±2,1

±1,7

0,5

-

±2,8

±1,7

±1,4

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

Примечания:

1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 5i(2)%q для созф<1,0 нормируется от I2%.

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

- сила тока от 1ном до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд;

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

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;

- сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 1 - 5, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК №

6 - 14;

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 ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 52425-2005, ГОСТ 26035-83;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п.  6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

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

- счетчики электроэнергии SL761DCB - средний срок службы не менее 20 лет;

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

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

- УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов;

- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчика Тв < 2 часа;

- для УСПД Тв < 2 часа;

- для сервера Тв < 1 час;

- для компьютера АРМ Тв < 1 час;

- для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

- защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

- фактов параметрирования счетчика;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции времени.

в журнале УСПД:

- - параметрирования;

- - пропадания напряжения;

- - коррекции времени в счетчике и УСПД;

- - пропадание и восстановление связи со счетчиком

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД(функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- счетчики электроэнергии SL761DCB - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - 85 суток;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4

Наименование

Тип

Кол.

1

2

3

Трансформатор тока

ТЛМ-10

14

Трансформатор тока

ТВК-10

2

Трансформатор тока

ТЛП-10

8

Трансформатор тока

ТЛО-10

2

Трансформатор тока

ТТЭ

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

2

Трансформатор напряжения

ЗНАМИТ-6-1 УХЛ2

2

Счетчик электроэнергии

A18O5RALQ-P4GB-DW-4

5

Счетчик электроэнергии

ПСЧ-4ТМ.05М.04

1

Счетчик электроэнергии

SL761DCB

8

УСПД

СИКОН С70

1

УСПД

ЭКОМ-3000

1

Контроллер

СИКОН ТС65

2

Факс-модем

Zyxel U-336E

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

4

Устройство синхронизации времени

35HVS

1

Сервер ОАО «ЛОЭСК»

HP Proliant ML350 G5

1

Источник бесперебойного питания

APC Smart - UPS 1000 RMXL 3U

1

GSM модем

Siemens MC35i

1

Сервер ОАО «ФСК ЕЭС»

HP Proliant ML370 G5

1

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS RM 3000

1

GSM модем

Siemens MC35i

1

Спутниковый модем

SkyEdge

2

Устройство синхронизации времени

GPS-приемник

1

Коммутатор

D-Link DES-3028

1

Wi-Fi модуль

AWK-1100

2

Продолжение таблицы 4

1

2

3

Медиа-конвертер

IMC-21

1

Шлюз

Шлюз Е-422

2

Коммутатор

Signamax FO-065

1

Устройство синхронизации времени

УССВ-35 HVS

1

Сервер БД ООО «РКС-Энерго»

Intel Xeon

1

Информационно-вычислительный комплекс

«ИКМ-Пирамида»

1

Коммутатор

D-Link DES-3148

1

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS RM 1000

1

Сервер ОАО «Ленэнерго»

HP ProLiant ML370G5

1

Сервер портов RS-232

Moxa NPort 5610

1

Коммутатор

D-Link DES-1005D

1

Источник бесперебойного питания

Rittal DK 7857.403

1

GSM модем

Siemens MC35i

1

Шлюз передачи данных от 2-х портов RS232/422/485

ADAM-4570

1

Модемный блок

Zyxel RS-1612

1

Методика поверки

МП 1778/550-2013

1

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.304 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1778/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Лодейнопольские электрические сети. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в ноябре 2013 года.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

- счетчиков электроэнергии Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;

- счетчиков SL761DCB - по документу «Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные серии SL 7000 (ACE 7000, ACE 8000). Методика поверки» утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2004 г.;

- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

- УСПД ЭКОМ-3000 - по методике поверки ПБКМ. 421459.003 МП, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2009 г.;

- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

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

- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Лодейнопольские электрические сети». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0228/2013-01.00324-2011 от 24.06.2013 г.

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
56493-14
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Ангара"
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Ангара» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и...
Напоромеры, тягомеры, тягонапоромеры показывающие деформационные ДМ (далее по тексту - приборы) предназначены для измерений избыточного и вакуумметрического давления неагрессивных и агрессивных жидкостей и газов.
56495-14
GX10, GX20, GP10, GP20 Регистраторы безбумажные
Фирма "Yokogawa Electric China Co., Ltd.", Китай
Регистраторы безбумажные GX10, GX20, GP10, GP20 (далее - регистраторы) предназначены для измерений напряжения постоянного тока, силы постоянного тока (при использовании шунтирующих резисторов), сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивлен...
56496-14
АРРА701, АРРА703 Измерители LCR
Фирма "APPA Technology Corporation", Тайвань
Измерители LCR АРРА701, АРРА703 (далее измерители LCR) предназначены для измерений при синусоидальном напряжении следующих параметров элементов и цепей: электрического сопротивления переменному и постоянному токам, электрической емкости, индуктивност...
56497-14
М1-26, М1-26/1 Приборы для поверки ваттметров
ЗАО "НПФ "Техноякс", г.Москва
Приборы для поверки ваттметров М1-26, М1-26/1 (далее - приборы М1-26, М1-26/1) предназначены для измерений мощности СВЧ, падающей на вход поверяемого ваттметра СВЧ оконечного типа и измерений КСВН входа поверяемого ваттметра СВЧ.