Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт
| Номер в ГРСИ РФ: | 54638-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
| 54638-13: Описание типа СИ | Скачать | 117.2 КБ |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 54638-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 953 п. 25 от 23.08.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1614/446-2013 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 54638-13: Описание типа СИ | Скачать | 117.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Архангельской области (ГТП Соломбальская), Свердловской области (ГТП Щелкун, Ноябрьская, Лесная), Мурманской области (ГТП ПС-42), Забайкальскому краю (ГТП 103 БТРЗ), Приморскому краю (ГТП Рыбпорт), Тверской области (ГТП Даниловская) (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 построенная 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 двух уровней:
1-ый уровень - включает в себя 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 (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт», основной и резервный серверы баз данных (СБД) ОАО «Оборонэнергосбыт», коммуникаторы С-1.02, автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 (Госреестр № 41681-09), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ». АРМ по ЛВС предприятия связано с сервером, на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». Для этого в настройках ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.
В качестве ССД используются серверы HP ProLiant DL180G6, DEPO Storm 1250L2, установленные в региональных отделениях ОАО «Оборонэнергосбыт». В качестве СБД используются серверы SuperMicro 6026T - NTR + (825 - 7). СБД установлены в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «Оборонэнергосбыт».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) 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.
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 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через коммуникаторы С-1.02 по сети Интернет поступает на ССД (в случае если отсутствует TCP-соединение с контроллерами, сервер устанавливает CSD-соединение с С-1.02 и считывает данные. ССД АИИС КУЭ 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 и последующую передачу информации на СБД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Оборонэнергосбыт» (основной канал) либо по электронной почте путем отправки файла с данными, оформленными в соответствии с протоколом «Пирамида» (резервный канал). СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации всем заинтересованным субъектам (ОАО «АТС») в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Коррекция текущего значения времени и даты (далее времени) часов УСВ-2 происходит от GPS-приёмника. Погрешность формирования (хранения) шкалы времени при отсутствии коррекции по сигналам проверки времени в сутки не более ±1,0 с. Установка текущих значений времени и даты в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2.
Синхронизация значений времени или коррекция шкалы времени таймеров сервера происходит каждый час, коррекция текущих значений времени и даты серверов с текущими значениями времени и даты УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении с текущими значениями времени и даты УСВ-2, т.е. серверы входит в режим подчинения устройствам точного времени и устанавливают текущие значения времени и даты с часов УСВ-2.
Сравнение текущих значений времени и даты счетчиков с текущим значением времени и даты ССД - при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 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 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 «Пирамида 2000» |
модуль, объединяющий драйвера счетчиков |
BLD.dll |
Версия 8 |
58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 |
MD5 |
|
драйвер кэширования ввода данных |
cachect.dll |
7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d | |||
|
драйвер опроса счетчика СЭТ 4ТМ |
Re- gEvSet4tm.dll |
3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 | |||
|
драйвера кэширования и опроса данных контроллеров |
caches 1.dll |
b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb | |||
|
cacheS10.dll |
6804cbdeda81efea2b 17145ff22efOO | ||||
|
siconsl0.dll |
4b0ea7c3e50a73099fc9908f c785cb45 | ||||
|
sicons50.dll |
8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 | ||||
|
драйвер работы с СОМ-портом |
comrs232.dll |
bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf | |||
|
драйвер работы с БД |
dbd.dll |
feO5715defeec25eO62 245268ea0916a | |||
|
библиотеки доступа к серверу событий |
ESClient_ex.dll |
27c46d43bllca3920c f2434381239d5d | |||
|
filemap.dll |
C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e | ||||
|
библиотека проверки прав пользователя при входе |
plogin.dll |
40cl0e827a64895c32 7e018dl2f76131 |
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 |
Сервер | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
КТП-55 в/ч 90384 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод Т-1 |
ТШП-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 010539; 010540; 010541 Госреестр № 37610-08 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1110110249 Госреестр № 46634-11 |
Сервер HP ProLiant DL180G6* Зав. № CZY149062K |
активная реактивная |
|
2 |
ТП-7526, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 003660; 003659;003657 Госреестр № 47176-11 |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0604121356 Госреестр № 36355-07 |
Сервер HP ProLiant DL180G6* Зав. № CZJ13707DB |
активная реактивная | |
|
3 |
ТП-7525, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 838881; 838882;838880 Госреестр № 36382-07 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0607122756 Госреестр № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
4 |
ТП-В/часть 42748 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 Ввод 0,4 кВ |
ТТИ кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № N17372; N17359; N17373 Госреестр № 28139-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0605120349 Госреестр № 36355-07 |
активная реактивная | ||
|
5 |
ТП-к/с Восток 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 Ввод 0,4 кВ |
ТТИ кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № P28198; P28202; P28368 Госреестр № 28139-12 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0607122748 Госреестр № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
6 |
ПС Лесная 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. №5, ф. Первомайский |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 53221; 53230 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 795 Госреестр № 38049 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0811110333 Госреестр № 36697-08 |
активная реактивная | |
|
7 |
ПС-42 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 11 |
ТВЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 37527; 53476 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 15 Госреестр № 38049 |
A1805RL-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01236475 Госреестр № 31857-11 |
Сервер HP ProLiant DL180G6* Зав. № CZY1470LH8 |
активная реактивная |
|
8 |
ПС Атамановка 110/35/6 кВ, КРУН-6 кВ; яч. 4 |
ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 5318; 4637 Госреестр № 247369 |
ЗНОЛ.06 кл. т 0,5 Ктн = 6000/^3/ 100/43 Зав. № 9036; 9039; 9032 Госреестр № 334404 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0812111521 Госреестр № 36697-08 |
Сервер HP ProLiant DL180G6* Зав. № CZJ23606H9 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
9 |
ПС Атамановка 110/35/3 кВ, КРУН-6 кВ; яч. 7 |
ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 6526; 6527 Госреестр № 247369 |
ЗНОЛ.06 кл. т 0,5 Ктн = 6000/^3/ 100/43 Зав. № 9036; 9039; 9032 Госреестр № 334404 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0812110233 Госреестр № 36697-08 |
Сервер HP ProLiant DL180G6* Зав. № CZJ23606H9 |
активная реактивная |
|
10 |
ПС Атамановка 110/35/6 кВ, КРУН-6 кВ; яч. 17 |
ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 6848; 7467 Госреестр № 247369 |
НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 8329 Госреестр № 261170 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0812111542 Госреестр № 36697-08 |
Сервер HP ProLiant DL180G6* Зав. № CZJ23606H9 |
активная реактивная |
|
11 |
ПС Атамановка 110/35/6 кВ, КРУН-6 кВ; яч. 18 |
ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 4482; 2323 Госреестр № 247369 |
НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 8329 Госреестр № 261170 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0812110115 Госреестр № 36697-08 |
активная реактивная | |
|
12 |
ПС "Рыбпорт" 35/6 кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, ф.25 |
ТЛП-10 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 7425; 7437 Госреестр № 30709-05 |
НАМИ-10 кл. т 0,2 Ктн = 6000/100 Зав. № 68503 Госреестр № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070365 Госреестр № 27524-04 |
Сервер HP ProLiant DL180G6* Зав. № CZJ24000S4 |
активная реактивная |
|
13 |
ПС Даниловская 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, ф. 2, ВКЛ-6 кВ ф. 2 «в/часть ТП-4» |
ТВК-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 16570; 16767 Госреестр № 8913-82 |
НАМИ-10 кл. т 0,2 Ктн = 6000/100 Зав. № 1144 Госреестр № 11094-87 |
ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0611112210 Госреестр № 36355-07 |
Сервер HP ProLiant DL180G6* Зав. № CZJ13406L6 |
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, 3 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,3 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,7 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,2 |
±2,4 |
±2,4 | |
|
2, 4, 5 (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 | |
|
6 - 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,9 |
- |
±2,7 |
±1,9 |
±1,7 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,4 |
±2,1 | |
|
0,5 |
- |
±5,7 |
±3,3 |
±2,7 | |
|
12 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,4 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,9 |
±2,8 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,8 |
±3,3 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,9 |
±2,5 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±5,7 |
±3,4 |
±2,7 |
±2,7 | |
Продолжение таблицы 3
|
13 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,0 |
±1,8 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,3 |
±1,9 | |
|
0,5 |
- |
±5,6 |
±3,2 |
±2,5 | |
|
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реак- | |||
|
тивной электрической энергии в ■ |
рабочих условиях эксплуатации о, % | ||||
|
I1(2)— 1 изм< 1 5 % |
I5 %— 1 изм< 1 20 % |
1 20 %— 1 изм< 1 100 % |
I100 %— 1 изм— 1 120 % | ||
|
1, 3 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) |
0,9 |
±6,5 |
±4,8 |
±4,0 |
±4,0 |
|
0,8 |
±6,5 |
±4,1 |
±3,6 |
±3,6 | |
|
0,7 |
±6,4 |
±3,9 |
±3,5 |
±3,5 | |
|
0,5 |
±6,4 |
±3,7 |
±3,3 |
±3,3 | |
|
2, 4, 5 (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 | |
|
6 - 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
±7,3 |
±4,8 |
±4,2 |
|
0,8 |
- |
±5,6 |
±4,1 |
±3,8 | |
|
0,7 |
- |
±4,9 |
±3,8 |
±3,6 | |
|
0,5 |
- |
±4,2 |
±3,5 |
±3,4 | |
|
12 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
±12,1 |
±4,8 |
±3,3 |
±3,1 |
|
0,8 |
±10,1 |
±3,7 |
±2,6 |
±2,6 | |
|
0,7 |
±9,4 |
±3,3 |
±2,4 |
±2,3 | |
|
0,5 |
±8,7 |
±2,9 |
±2,2 |
±2,1 | |
|
13 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
±7,1 |
±3,8 |
±2,9 |
|
0,8 |
- |
±5,1 |
±2,9 |
±2,4 | |
|
0,7 |
- |
±4,3 |
±2,6 |
±2,2 | |
|
0,5 |
- |
±3,5 |
±2,3 |
±2,1 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 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 0,98^Uhom до 1,02Uhom;
• сила тока от Ihom до 1,2-Ihom, cos9=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9Uhom до 1,1Uhom;
• сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 1, 3, 12 и от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 2, 4 - 11, 13;
• 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 ИИК № 1 - 11, 13 в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005,
Лист № 7
Всего листов 10 счетчик электроэнергии ИИК № 12 в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по 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 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:
• счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;
• счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• счетчик электроэнергии A1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
• УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчиков 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, 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);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03, ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05МК - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 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
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
|
Наименование |
Тип |
Кол. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТШП-0,66 |
3 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТТИ |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
8 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТВК-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
2 |
|
Счетчик электроэнергии |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 |
1 |
|
Счетчик электроэнергии |
ПСЧ-4ТМ.05М |
1 |
|
Счетчик электроэнергии |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 |
4 |
|
Счетчик электроэнергии |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
5 |
|
Счетчик электроэнергии |
A1805RL-P4GB-DW-4 |
1 |
|
Счетчик электроэнергии |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
1 |
|
Коммуникатор |
С-1.02 |
2 |
|
Контроллер |
SDM-TC65 |
7 |
|
Сервер регионального отделения ОАО «Оборонэнер-госбыт» |
HP ProLiant DL180G6 |
6 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-2 |
8 |
|
Сервер портов RS-232 |
Moxa NPort 5410 |
6 |
|
GSM Модем |
Teleofis RX100-R |
6 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 1000 RM |
6 |
|
Сервер БД ОАО «Оборонэнергосбыт» |
SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7) |
2 |
|
GSM Модем |
Cinterion MC35i |
2 |
|
Коммутатор |
3Com 2952-SFP Plus |
2 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 3000 RM |
2 |
|
Методика поверки |
МП 1614/446-2013 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.851 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1614/446-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Архангельской области (ГТП Соломбальская), Свердловской области (ГТП Щелкун, Ноябрьская, Лесная), Мурманской области (ГТП ПС-42), Забайкальскому краю (ГТП 103 БТРЗ), Приморскому краю (ГТП Рыбпорт), Тверской области (ГТП Даниловская). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 25 июня 2013 года.
Лист № 9
Всего листов 10 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 ПСЧ-4ТМ.05МК - по методике поверки, входящей в состав эксплуатационной документации, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.03.2011 г.;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 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 2011 г.;
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2010 г.;
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе:
• «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Архангельской области (ГТП Соломбальская). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0217/2012-01.00324-2011 от 01.11.2012 г.;
• «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Свердловской области (ГТП Щелкун). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0192/201301.00324-2011 от 04.06.2013 г.;
• «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Свердловской области (ГТП Ноябрьская). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0193/201301.00324-2011 от 04.06.2013 г.;
• «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Свердловской области (ГТП Лесная). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0194/201301.00324-2011 от 04.06.2013 г.;
• «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно -измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Забайкальскому краю (ГТП 103 БТРЗ). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0259/201201.00324-2011 от 22.11.2012 г.;
• «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Приморскому краю (ГТП Рыб-порт). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0240/201201.00324-2011 от 13.11.2012 г.
• «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Тверской области (ГТП Даниловская). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0260/201201.00324-2011 от 22.11.2012 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ОАО «Оборон-энергосбыт» по Архангельской области (ГТП Соломбальская), Свердловской области (ГТП Щелкун, Ноябрьская, Лесная), Мурманской области (ГТП ПС-42), Забайкальскому краю (ГТП 103 БТРЗ), Приморскому краю (ГТП Рыбпорт), Тверской области (ГТП Даниловская)
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 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.
6 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
