Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени, отдельными технологическими объектами ОАО «ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы используются для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счётчики); вторичные измерительные цепи; технические средства приёма-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-5.
2-й уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер опроса и сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (далее - УСВ) на базе GPS-приемника, эталонный источник системного времени тайм-сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (далее - тайм-сервер), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков с помощью проводных линий связи поступает на сервер опроса, с которого информация передается на сервер БД. На сервере БД осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации от сервера БД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов форматов 80020, 80030 и 80040 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. Предоставление дистанционного доступа к АИИС КУЭ для контроля со стороны организаций-участников ОРЭМ осуществляется с помощью стандартных средств операционной системы при помощи интернет-соединения с удаленным рабочим столом сервера БД или АРМ ИВК АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS-приемник и тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ». Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс. При отсутствии GPS-приемника, синхронизация сервера БД АИИС КУЭ осуществляется от тайм-сервера, обеспечивающего передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую корректировку времени.
Время сервера АИИС КУЭ синхронизировано со временем GPS-приемника, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и GPS-приемника на ±1 с. Синхронизация времени в ИК происходит при каждом сеансе счетчика с ИВК, который составляет 1 раз в 30 минут. Корректировка выполняется при расхождении времени счетчика со временем сервера на ±3 с, но не чаще чем раньше раз в сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 6.4, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов
| Номер ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110/35/6кВ «Прогресс-1», РУ-6кВ ГПП-1, яч.47, Ввод 4 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 2 | ПС 110/35/6кВ «Прогресс-1», РУ-6кВ ГПП-1, яч.30, Ввод 3 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 3 | ПС 110/35/6кВ «Прогресс-1», РУ-6кВ ГПП-1, яч.9, Ввод 1 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 4 | ПС 110/35/6кВ «Прогресс-2», РУ-6кВ ГПП-2, Ввод 2 6кВ от Т-1 | ТЛШ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 5 | ПС 110/35/6кВ «Прогресс-2», РУ-6кВ ГПП-2, Ввод 1 6кВ от Т-2 | ТЛШ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 6 | ПС 110/35/6кВ «Прогресс-2», РУ-35кВ ГПП-2, яч.7 | ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 1500/5 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 7 | ПС 110/35/6кВ «Прогресс-2», РУ-35кВ ГПП-2, яч.3 | ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 1500/5 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 8 | ПС 110/35кВ «Прогресс-3», РУ-35кВ ГПП-3, яч.3 | ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 1500/5 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 9 | ПС 110/35кВ «Прогресс-3», РУ-35кВ ГПП-3, яч.11 | ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 1500/5 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 10 | РП-7 6кВ, I с.ш. 6кВ, яч. 3, КЛ-6кВ в сторону КТП-731 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 100/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 11 | РП-7 6кВ, I с.ш. 6кВ, яч. 13, КЛ-6кВ в сторону ГФ-2 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 400/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 12 | РП-7 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 14, КЛ-6кВ в сторону ГФ-3 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 400/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 13 | РП-7 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 12, КЛ-6кВ в сторону ГФ-1 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 400/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 14 | РП-7 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 4, КЛ-6кВ в сторону КТП-731 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 100/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 15 | РП-3 6кВ, III с.ш. 6кВ, яч. 48, КЛ-6кВ в сторону КТП-323 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 100/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 16 | РП-3 6кВ, IV с.ш. 6кВ, яч. 67, КЛ-6кВ в сторону КТП-329 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 400/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 17 | РП-3 6кВ, I с.ш. 6кВ, яч. 5, КЛ-6кВ в сторону КТП-323 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 100/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 18 | РП-3 6кВ, I с.ш. 6кВ, яч. 8, КЛ-6кВ в сторону КТП-325 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 200/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 19 | РП-3 6кВ, I с.ш. 6кВ, яч. 13, КЛ-6кВ в сторону КТП-321 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 200/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 20 | РП-3 6кВ, I с.ш. 6кВ, яч. 14, КЛ-6кВ в сторону КТП-334 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 50/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 21 | РП-3 6кВ, I с.ш. 6кВ, яч. 15, КЛ-6кВ в сторону КТП-322 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 100/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 22 | РП-3 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 83, КЛ-6кВ в сторону КТП-330 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 150/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 23 | РП-3 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 85, КЛ-6кВ в сторону КТП-334 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 150/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 24 | РП-3 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 20, КЛ-6кВ в сторону КТП-325 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 200/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 25 | РП-3 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 23, КЛ-6кВ в сторону КТП-321 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 200/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 26 | РП-3 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 27, КЛ-6кВ в сторону КТП-324 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 200/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 27 | РП-3 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 28, КЛ-6кВ в сторону КТП-322 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 100/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 28 | РП-3 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 30, КЛ-6кВ в сторону КТП-329 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 400/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 29 | ПС 110/35/6кВ «Прогресс-2», ГПП-2 РУ-6кВ, яч.21, КЛ-6кВ в сторону РП-6кВ ООО «Кемма» | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1 | активная, реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений активной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:
| Номер ИК | Диапазон тока | Основная погрешность ИК, ±% | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1, 2, 3, 4, 6, 29 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,8 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | 2,2 | 2,9 | 3,2 | 5,7 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,0 | 2,2 | 3,4 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,7 |
| 5, 7, 8, 9 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,8 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | 2,2 | 2,9 | 3,2 | 5,7 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,0 | 2,2 | 3,4 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28 | 0,021н1 < I1 < 0,05Ih1 | 1,9 | 2,4 | 2,7 | 4,9 | 2,3 | 2,8 | 3,1 | 5,1 |
| 0,05Ih1 < 11 < 0,2Ih1 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,1 | 1,7 | 2,0 | 2,2 | 3,5 |
| 0,21н1 < 11 < 1н1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,7 |
| 1н1 < 11 < 1,21н1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,7 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
| Доверительные границы относ реактивной электрической эне | ительной погрешности результата измерений ргии при доверительной вероятности P=0,95: |
| Номер ИК | Диапазон тока | Основная погрешность ИК, ±% | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% |
| cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1, 2, 3, 4, 6, 29 | 0,05Ih1 < 11 < 0,2Ih1 | 5,7 | 4,6 | 2,7 | 6,4 | 5,4 | 3,9 |
| 0,21н1 < 11 < 1н1 | 3,2 | 2,6 | 1,8 | 4,3 | 3,9 | 3,2 |
| 1н1 < 11 < 1,21н1 | 2,5 | 2,1 | 1,5 | 3,8 | 3,5 | 3,1 |
| 5, 7, 8, 9 | 0,05Ih1 < Ii < 0,2Ihi | 5,8 | 4,7 | 2,9 | 6,0 | 4,9 | 3,2 |
| 0,21н1 < 11 < 1н1 | 3,2 | 2,6 | 1,8 | 3,4 | 2,9 | 2,2 |
| 1н1 < 11 < 1,21н1 | 2,5 | 2,1 | 1,5 | 2,7 | 2,4 | 2,0 |
| 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28 | 0,02Ihi < Ii < 0,05Ihi | 6,0 | 4,9 | 3,2 | 6,6 | 5,5 | 3,9 |
| 0,05Ih1 < 11 < 0,21н1 | 3,6 | 3,0 | 2,1 | 4,0 | 3,4 | 2,6 |
| 0,21н1 < 11 < 1н1 | 2,5 | 2,1 | 1,6 | 2,9 | 2,5 | 2,1 |
| 1н1 < 11 < 1,21н1 | 2,5 | 2,1 | 1,5 | 2,8 | 2,5 | 2,1 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ не превышают ±5 с.
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблицах 2-4. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 29 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 (sm9) | 0,87 (0,5) |
| - температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 (5) до 120 |
| - коэффициент мощности cos9 (sm9) | от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87) |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения | от -40 до +50 |
| электросчетчиков,°С: | от +5 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения аппаратуры передачи и обработки данных, °С | от +5 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчиков Меркурий 230 Art-00 PQRSIDN | 150000 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчиков ПСЧ-4ТМ.05М | 140000 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчиков ПСЧ-4ТМ.05, СЭТ-4ТМ.03 | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | 35000 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 35 |
| - при отключении питания, лет, не менее Сервер: | 10 |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИИС = 0,97 - коэффициент готовности;
ТО_ИК (АИИС) = 3870 ч - среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПШЛ-10 | 1423-60 | 6 |
| ТЛШ-10 | 11077-07 | 4 |
| ТПОЛ-35 | 27414-04 | 12 |
| ТОЛ-10 | 7069-07 | 10 |
| ТПЛ-10-М | 22192-07 | 28 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 4 |
| НТМИ-6 | 380-49 | 1 |
| ЗНОМ-35-65 | 912-70 | 12 |
| ЗНОЛ.06-6 | 3344-08 | 18 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М | 36355-07 | 5 |
| ПСЧ-4ТМ.05 | 27779-04 | 4 |
| СЭТ-4ТМ.03.01 | 27524-04 | 19 |
| Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN | 23345-07 | 1 |
| Сервер опроса и сервер баз данных | ProLiant DL360 G5 | - | 1 |
| Автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) | - | - | 4 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 48040-11 с изменением № 1 | - | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
| Паспорт-формуляр | 77148049.422222.057-ПФ | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 48040-11 с изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 14.09.2017 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- Счетчики типа ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20 ноября 2007 года;
- Счетчики типа ПСЧ-4ТМ.05 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.126РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 5 октября 2004 года;
- Счетчики типа СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 года;
- Счетчики типа Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN - в соответствии с методикой поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счётчики электрической энергии трёхфазные статические «Меркурий 230». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», согласовано с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- термогигрометр CENTER (мод.315): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, Рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787/2016 от 02.08.2016 г и в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ», аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
