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