Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Брянской области №2 (ГТП в/ч 42685, Карачевская, Почеп)
- ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:48644-11
- 24.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Брянской области №2 (ГТП в/ч 42685, Карачевская, Почеп)
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2011 |
| Дата протокола | Приказ 6407 от 20.12.11 п.17 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Номер сертификата | 44922 |
| Срок действия сертификата | . . |
| Страна-производитель | Россия |
| Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Брянской области №2 (ГТП в/ч 42685, Карачевская, Почеп) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
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 комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 Госреестр № 28822-05, (для ИИК 6-15 функции ИВКЭ выполняет ИВК), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Москва, основной и резервный серверы баз данных (СБД) ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Москва, коммуникаторы СИКОН ТС65, 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 используется сервер HP Proliant DL180R06, установленный в региональном отделении ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Москва. В качестве СБД используются серверы SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7). СБД установлен в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Москва.
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 (коррекция времени);
- передача журналов событий 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 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИИК 1-5 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД СИКОН С70, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ. Передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ происходит по каналу GSM. Роль передающего устройства выполняет GSM модем Teleofis, установленный в шкафу АИИС КУЭ.
Для ИИК 6-15 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через коммуникатор СИКОН ТС65 по сети Интернет поступает на ССД (в случае если отсутствует TCP-соединение с контроллером, сервер устанавливает CSD-соединение с СИКОН ТС65 через GSM-модем и по нему 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» г. Москва (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 в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при
лист № 3
Всего листов 11 помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-2 происходит от GPS-приёмника.
ССД и СБД синхронизируют время с устройствами синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация времени серверов происходит каждый час, коррекция времени серверов с временем УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-2, т.е. серверы входит в режим подчинения устройствам точного времени и устанавливают время с УСВ-2.
Сличение времени УСПД с временем ССД - при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с.
Сличение времени счетчиков ИИК 1-5 с временем УСПД - при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с.
Сличение времени счетчиков ИИК 6-15, где УСПД отсутствует, с временем ССД - 1 раз в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Пирамида», ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование ПО | Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО) | Наименование файла | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 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 | 6802cbdeda81 efea2b 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 | ESCli-ent_ex.dll | 27c46d43bllca3920c f2434381239d5d | |||
| filemap.dll | C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e | ||||
| библиотека проверки прав пользователя при входе | plogin.dll | 40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» по Брянской области №2 (ГТП в/ч 42685, Карачевская, Почеп).
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» по Брянской области №2 (ГТП в/ч 42685, Карачевская, Почеп) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» по Брянской области №2 (ГТП в/ч 42685, Карачевская, Почеп) приведен в Таблице 2.
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3. Таблица 2
| № № ИИК I | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС Луна 35/10 кВ КРУН-10 кВ, ф. 1001 | ТЛП-10 кл. т 0,2 Ктт = 50/5 Зав. № 23184; 23185 Госреестр № 30709-07 | НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2461; 2461; 2461 Госреестр № 831-69 | Протон-К ЦМ-05 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 94510202 Госреестр № 35437-07 | СИКОН С70 Зав. № 06103 Госреестр № 28822-05 | активная реактивная |
| 2 | ПС Луна 35/10 кВ КРУН-10 кВ, ф. 1002 | ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 21252; 22249 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2461; 2461; 2461 Госреестр № 831-69 | Протон-К ЦМ-05 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 94510211 Госреестр № 35437-07 | СИКОН С70 Зав. № 06103 Госреестр № 28822-05 | активная реактивная |
| 3 | ПС Луна 35/10 кВ КРУН-10 кВ, ф. 1003 | ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 21246; 22242 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2461; 2461; 2461 Госреестр № 831-69 | Протон-К ЦМ-05 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 94510163 Госреестр № 35437-07 | СИКОН С70 Зав. № 06103 Госреестр № 28822-05 | активная реактивная |
| 4 | ПС Луна 35/10 кВ КРУН-10 кВ, ф. 1004 | ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 22296; 21424 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2461; 2461; 2461 Госреестр № 831-69 | Протон-К ЦМ-05 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 94510209 Госреестр № 35437-07 | СИКОН С70 Зав. № 06103 Госреестр № 28822-05 | активная реактивная |
| 5 | ПС Луна 35/10 кВ КРУН-10 кВ, ф. 1005 | ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 22465; 21509 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2461; 2461; 2461 Госреестр № 831-69 | Протон-К ЦМ-05 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 94510201 Госреестр № 35437-07 | СИКОН С70 Зав. № 06103 Госреестр № 28822-05 | активная реактивная |
| 6 | ВРУ-0,4 кВ Отдел военного комиссариата Брянской области по Кара-чевскому району (Административное здание) ввод 0,4 кВ | ТТИ-А кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № S24129; S24148; S24118 Госреестр № 28139-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0608113061 Госреестр № 36355-07 | Сервер HP Proliant DL180R06* Зав. № CZJ13406L4 Госреестр № 21906-11 | активная реактивная |
| 7 | ТП-1 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ | ТШП-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 0074252; 0074169; 0074308 Госреестр № 15173-06 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0607112060 Госреестр № 36355-07 | Сервер HP Proliant DL180R06* Зав. № CZJ13406L4 Госреестр № 21906-11 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2 - Состав измерительных каналов
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 8 | ТП-1 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ, Т-2 ввод 0,4 кВ | ТШП-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 0073197; 0074262; 0074255 Госреестр № 15173-06 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0607113369 Госреестр № 36355-07 | Сервер HP Proliant DL180R06* Зав. № CZJ13406L4 Госреестр № 21906-11 | активная реактивная |
| 9 | ТП-2 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ | ТТИ-40 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № S24103; S24185; S24165 Госреестр № 28139-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0608113022 Госреестр № 36355-07 | Сервер HP Proliant DL180R06* Зав. № CZJ13406L4 Госреестр № 21906-11 | активная реактивная |
| 10 | ПС Карачевская 110/10/6 кВ РУ-6 кВ, ф. 604 | ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 85225; 85264 Госреестр № 2473-05 | НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6841; 6841; 6841 Госреестр № 380-49 | Протон-К ЦМ-05 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 07955573 Госреестр № 35437-07 | Сервер HP Proliant DL180R06* Зав. № CZJ13406L4 Госреестр № 21906-11 | активная реактивная |
| 11 | ПС Карачевская 110/10/6 кВ РУ-6 кВ, ф. 627 | ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 6945; 6891 Госреестр № 2473-05 | НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3723; 3723; 3723 Госреестр № 2611-70 | Протон-К ЦМ-05 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 07954634 Госреестр № 35437-07 | Сервер HP Proliant DL180R06* Зав. № CZJ13406L4 Госреестр № 21906-11 | активная реактивная |
| 12 | ВРУ-0,4 кВ гаража военного комиссариата Почепского района ввод 0,4 кВ | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М кл. т 1,0/2,0 Зав. № 0506080151 Госреестр № 30784-05 | Сервер HP Proliant DL180R06* Зав. № CZJ13406L4 Госреестр № 21906-11 | активная реактивная |
| 13 | ЩУ-0,4 кВ здания деж. части военного комиссариата Почепского района ввод 0,4 кВ | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М кл. т 1,0/2,0 Зав. № 0506080174 Госреестр № 30784-05 | Сервер HP Proliant DL180R06* Зав. № CZJ13406L4 Госреестр № 21906-11 | активная реактивная |
| 14 | ПС Почеп 110/35/10 кВ ЗРУ-10 кВ, ф. 1008 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 12856; 14713; 22861 Госреестр № 32139-06 | НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1618; 1618; 1618 Госреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0108077508 Госреестр № 27524-04 | Сервер HP Proliant DL180R06* Зав. № CZJ13406L4 Госреестр № 21906-11 | активная реактивная |
| 15 | ПС Почеп 110/35/10 кВ ЗРУ-10 кВ, ф. 1031 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 15405; 16002; 16391 Госреестр № 32139-06 | НАМИ-10-66 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 1674; 1674; 1674 Госреестр № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0108077837 Госреестр № 27524-04 | Сервер HP Proliant DL180R06* Зав. № CZJ13406L4 Госреестр № 21906-11 | активная реактивная |
* - функции ИВКЭ выполняет ИВК
Таблица 3
| Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
| Номер ИИК | cosф | 81(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | 85 , I5 %— I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1,0 | - | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 1 | 0,9 | - | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 | |
| (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,7 | - | ±2,3 | ±1,9 | ±1,8 |
| 0,5 | - | ±2,9 | ±2,2 | ±2,1 | |
| 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 | |
| 2 - 5, 10 - 11 | 0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 | |
| 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 | |
| 6 - 9 | 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 | |
| (ТТ 0,5; Сч 0,5S) | 0,7 | - | ±3,7 | ±2,3 | ±1,9 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 | |
| 1,0 | ±3,3 | ±3 | ±2,8 | ±2,8 | |
| 12 - 13 | 0,9 | ±3,3 | ±3,1 | ±2,8 | ±2,8 |
| 0,8 | ±3,4 | ±3,2 | ±2,8 | ±2,8 | |
| (Сч 1,0) | 0,7 | ±3,4 | ±3,2 | ±2,9 | ±2,9 |
| 0,5 | ±3,5 | ±3,4 | ±3 | ±3 | |
| 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 14 | 0,9 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,0 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 | |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,7 | ±3,5 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,5 | ±5,1 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 | |
| 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 15 | 0,9 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±3,0 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 | |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5S) | 0,7 | ±3,5 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,5 | ±5,0 | ±3,3 | ±2,5 | ±2,5 | |
| Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической | |||||
| энергии в рабочих условиях эксплуатации АИ | ИС КУЭ | ||||
| Номер ИИК | cosф | 81(2)%, | 85 , | 820 %, | 8100 %, |
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %— I изм< I 20 % | I 20 %— I изм< I 100 % | I100 %— I изм— I 120 % | ||
| 1 | 0,9 | - | ±4,2 | ±2,7 | ±2,4 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,2 | ±2,0 | |
| (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,7 | - | ±2,9 | ±2,0 | ±1,9 |
| 0,5 | - | ±2,6 | ±1,9 | ±1,8 | |
| 2 - 5, 10 - 11 | 0,9 | - | ±7,6 | ±4,2 | ±3,2 |
| 0,8 | - | ±5,0 | ±2,9 | ±2,4 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,7 | - | ±4,2 | ±2,6 | ±2,2 |
| 0,5 | - | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 | |
| 6 - 9 | 0,9 | - | ±7,5 | ±3,9 | ±2,8 |
| 0,8 | - | ±4,9 | ±2,7 | ±2,2 | |
| (ТТ 0,5; Сч 1,0) | 0,7 | - | ±4,2 | ±2,4 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | |
| 12 - 13 | 0,9 | ±18,7 | ±14,9 | ±7,8 | ±5,6 |
| 0,8 | ±12,5 | ±9,8 | ±5,5 | ±4,3 | |
| (Сч 2,0) | 0,7 | ±10,7 | ±8,3 | ±4,8 | ±4 |
| 0,5 | ±8,5 | ±6,5 | ±4,1 | ±3,7 | |
Всего листов 11
Продолжение таблицы 3 - Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ_________________________________________________________
| 14 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | ±8,3 | ±4,9 | ±3,4 | ±3,2 |
| 0,8 | ±5,7 | ±3,5 | ±2,5 | ±2,4 | |
| 0,7 | ±4,9 | ±3,1 | ±2,2 | ±2,2 | |
| 0,5 | ±4,0 | ±2,6 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 15 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 1,0) | 0,9 | ±8,2 | ±4,7 | ±3,1 | ±2,9 |
| 0,8 | ±5,6 | ±3,4 | ±2,3 | ±2,2 | |
| 0,7 | ±4,9 | ±3,0 | ±2,1 | ±2,1 | |
| 0,5 | ±4,0 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,9 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2% и 8](2)°%q для cosq>=1,0 нормируется от 1% а погрешность измерений 81(2% и 81(2)<%Q для cosq<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-ином до 1,02• ином;
• сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cos<р 0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9-Uhom до 1,1- ином,
• сила тока от 0,051ном до 1,21ном;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С 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 26035-83, ГОСТ 52425-2005;
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 СЭТ-4ТМ.03, Протон-К ЦМ-05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-3ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 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.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД, сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-3ТМ.05М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• счетчики электроэнергии Протон-К ЦМ-05 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 80 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• 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
| № п/п | Наименование | Тип | Кол. |
| 1 | Трансформатор тока | ТЛП-10 | 2 |
| 2 | Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 8 |
| 3 | Трансформатор тока | ТТИ-А | 3 |
| 4 | Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 6 |
| 5 | Трансформатор тока | ТТИ-40 | 3 |
Продолжение таблицы 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| 6 | Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 4 |
| 7 | Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| 8 | Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 2 |
| 9 | Трансформатор напряжения | НАМИ-10-66 | 1 |
| 10 | Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| 11 | Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| 12 | Электросчетчик | Протон-К ЦМ-05 | 7 |
| 13 | Электросчетчик | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 4 |
| 14 | Электросчетчик | ПСЧ-3ТМ.05М | 2 |
| 15 | Электросчетчик | СЭТ-4ТМ.03.01 | 2 |
| 16 | Контроллер | СИКОН ТС65 | 7 |
| 17 | УСПД | СИКОН С70 | 1 |
| 18 | Сервер регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» | HP Proliant DL180R06 | 1 |
| 19 | Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 3 |
| 20 | Сервер портов RS-232 | Moxa NPort 5410 | 1 |
| 21 | GSM Модем | Teleofis RX100-R | 1 |
| 22 | Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 1000 RM | 1 |
| 23 | Сервер БД ОАО «Оборонэнергосбыт» | SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7) | 2 |
| 24 | GSM Модем | Cinterion MC35i | 2 |
| 25 | Коммутатор | 3Com 2952-SFP Plus | 2 |
| 26 | Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 3000 RM | 2 |
| 27 | Методика поверки | МП 1146/446-2011 | 1 |
| 28 | Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.518 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1146/446-2011 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Брянской области №2 (ГТП в/ч 42685, Карачевская, Почеп). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в декабре 2011 года.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;
- ПСЧ-3ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.138 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в ноябре 2007 г.;
- ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в ноябре 2007 г.;
- Протон-К ЦМ-05 - по методике поверки ИСТА.003-00-00-00МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки «ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 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.;
лист № 10
Всего листов 11
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- 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) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Брянской области №2 (ГТП в/ч 42685, Карачевская, Почеп). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0008/2011-01.00324-2011 от 16.11.2011
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.