Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Приволжский" ОАО "Оборонэнерго", г. Саратов, объект №1)
- ООО "Техносоюз", г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:51966-12
- 05.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Приволжский" ОАО "Оборонэнерго", г. Саратов, объект №1)
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2012 |
Дата протокола | Приказ 1067 п. 15 от 29.11.2012 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Номер сертификата | 48994 |
Срок действия сертификата | .. |
Страна-производитель | Россия |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Саратов, объект №1) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии по ГОСТ Р 524252005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя два устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру и программное обеспечение (далее - ПО).
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД) регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Саратов HP ProLiant DL180R06, основной и резервный серверы баз данных (БД) ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Москва SuperMicro 6026T-NTR+, система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (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 преобразуются 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 поступает на входы УСПД, находящийся на ПС «Техническая», через GSM-сеть и далее на сервер СД. Сервер СД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформа-ции, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на сервер БД по протоколу «Пирамида» посредством межма-
шинного обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Обороэнергосбыт». При отказе основного канала сервер переключается на резервный. Резервный канал организован по технологии CSD. В качестве устройства передачи данных используется GSM/GPRS-модем Teleofis RX100R. На сервере БД осуществляется хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД, ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-2, синхронизирующего собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS/ GLONASS -приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность синхронизации не более ±0,35 с. УСВ-2 подключено к ИВК. Время ИВК синхронизировано с временем УСВ-2, синхронизация осуществляется не реже чем один раз в час, вне зависимости от наличия расхождении. Сличение времени УСПД с временем ИВК производится не реже 1 раза в сутки, корректировка времени осуществляется при расхождении с временем ИВК ±1 с. Сличение времени счетчиков с УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (не реже 1 раза в 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем УСПД ±1 с, но не реже 1 раза в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Саратов, объект №1) используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «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 ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b2190 65d63da949114da e4 | MD5 |
Модуль расчета небаланса энергии/мощности | CalcLeak-age.dll | 3 | b1959ff70be1eb1 7c83f7b0f6d4a13 2f | MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b15 6a0fdc27e1ca480a c | MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799b b3ccea41b548d2c | MD5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | 83 | |||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b73726 1328cd77805bd1b a7 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e66 494521f63d00b0d 9f | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseMod-bus.dll | 3 | c391d64271acf40 55bb2a4d3fe1f8f4 8 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePira-mida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd 3215049af1fd979f | MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации | Syn-chroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7cdc 23ecd814c4eb7ca 09 | MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e 2884f5b356a1d1e 75 | MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ | ТН | Счетчик | ИВК (ИВКЭ) | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1 | ПС 110/10 кВ "Техническая", РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.9, ф.1003 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 07720 Зав. № 07800 | НТМИ-10 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 4914 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0105076154 | «ЭКОМ-3000» Зав. № 11092830 | Активная Реактивная | ±1,3 ±2,5 | ±3,3 ±5,7 |
2 | ПС 110/10 кВ "Техническая", РУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.29, ф.1009 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 04260 Зав. № 95798 | НТМИ-10 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 367 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0105075107 | Активная Реактивная | ±1,3 ±2,5 | ±3,3 ±5,7 | |
3 | ПС 110/10 кВ "Техническая", РУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.25, ф.1007 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 40753 Зав. № 40770 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0105076016 | Активная Реактивная | ±1,3 ±2,5 | ±3,3 ±5,7 | ||
4 | ПС 110/10 кВ "Техническая", РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.4, ф.1012 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 41516 Зав. № 54843 | НТМИ-10 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 7433 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0105071098 | Активная Реактивная | ±1,3 ±2,5 | ±3,3 ±5,7 | |
5 | РП-"Картфабрика" 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.19 | ТПЛ 10-У3 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 4961 ТПЛ 10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 33395 | НТМИ 10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № СТВ | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806121537 | HP ProLiant DL180R0 6 Зав. № CZJ1470 GTP | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
6 | РП-"Картфабрика" 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.2 | ТПЛ 10-МУ 2 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 968 Зав. № 963 | НТМИ 10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3193 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811110908 | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 | |
7 | РП-"Картфабрика" 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.15 | ТПЛ 10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 33406 Зав. № 26593 | НТМИ 10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № СТВ | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806121103 | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 | |
8 | РП-"Картфабрика" 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.4 | ТПЛ 10-МУ2 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 964 Зав. № 961 | НТМИ 10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3193 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804122239 | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
9 | РП "Сокол" 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10кВ, яч.4 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 20/5 Зав. № 45666 Зав. № 47694 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1585 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811110875 | HP ProLiant DL180R0 6 Зав. № CZJ1470 GTP | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
10 | РП "Сокол" 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10кВ, яч.21 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 24704 Зав. № 24600 | НТМИ-10- 66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1739 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811111258 | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 | |
11 | РП "Сокол" 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10кВ, яч.6 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 24495 Зав. № 37496 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1585 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811110739 | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 | |
12 | ТП-3411 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1 | ТТИ-40 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № F50683 Зав. № F50681 Зав. № F50684 | _ | ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112115857 | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,2 ±5,6 | |
13 | ТП-3411 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-2 | ТТИ-40 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № F50685 Зав. № F50682 Зав. № F50675 | _ | ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1104120732 | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,2 ±5,6 | |
14 | ТП-3424 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.2 | ТТИ-40 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № F50669 Зав. № F50670 Зав. № F50668 | _ | Меркурий 230 Art-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 10167141 | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,2 ±5,6 | |
15 | ТП-3424 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.4 | ТТИ-40 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № F50676 Зав. № F50667 Зав. № F50677 | _ | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 10167076 | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,2 ±5,6 | |
16 | ТП-3405 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ячейка 3 отходящего фидера в сторону ВРУ0,4 кВ Объекта №1 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № F1691 Зав. № F1683 Зав. № F1659 | _ | ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1104120801 | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,2 ±5,6 | |
17 | ТП-3405 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ячейка 3 отходящего фидера в сторону ВРУ0,4 кВ Объекта №2 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № F8101 Зав. № F8107 Зав. № F8102 | _ | ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112115884 | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,2 ±5,6 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
18 | ТП-3419 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, яч.3 | ТТИ-60 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № К7076 Зав. № К7095 Зав. № К7103 | _ | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 10167169 | HP ProLiant DL180R0 6 Зав. № CZJ1470 GTP | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,2 ±5,6 |
19 | ТП-3402 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, яч.2 | ТТИ-60 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № К7101 Зав. № К7079 Зав. № К7104 | _ | ПСЧ-3АРТ.07.132. 4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 02000279 | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,2 ±5,6 | |
20 | ТП-3408 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1 | ТТИ-40 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № F50665 Зав. № F50674 Зав. № F50666 | _ | ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112115841 | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,2 ±5,6 | |
21 | ТП-3409 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.9, отходящая КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ Объекта ОАО "Оборонэнерго", ввод №1 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № F8111 Зав. № F8104 Зав. № F8112 | _ | ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1104120850 | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,2 ±5,6 | |
22 | ТП-3409 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.9, отходящая КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ Объекта ОАО "Оборонэнерго", ввод №2 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № F8108 Зав. № F8110 Зав. № F8109 | _ | ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1104120752 | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,2 ±5,6 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
4. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uh; ток (1,0 - 1,2) Ih; cosф = 0,9инд.;
- температура окружающей среды: (20±5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети для ИК: напряжение - (0,98 - 1,02) ином; ток - (1 - 1,2) 1ном; частота - (50±0,15) Гц; cosф=0,9инд;
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2) Ih1; коэффициент мощности cosф(sinф) 0.5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- допускаемая температура окружающего воздуха для трансформаторов от минус 40 °С до + 50°С; для счетчиков от минус 40 °С до + 60 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 1ном, cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 35 °С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД, сервера СД и УСВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Оборонэнер-госбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Саратов, объект №1) порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральиный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик Меркурий 230 Art-03 - среднее время наработки на отказ не ме
нее Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-3АРТ.07 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 88 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД «ЭКОМ-3000» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка 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;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 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 - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Саратов, объект №1) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Госреестр № | Кол-во, шт. |
Трансформатор тока типа ТВЛМ-10 | 1856-63 | 8 |
Трансформатор тока типа ТПЛ-10 У3 | 1276-59 | 1 |
Трансформатор тока типа ТПЛ-10 | 1276-59 | 9 |
Трансформатор тока типа ТПЛ-10 М | 22192-07 | 4 |
Трансформатор тока типа ТТИ-40 | 28139-12 | 15 |
Трансформатор тока типа ТТИ-А | 28139-12 | 12 |
Трансформатор тока типа ТТИ-60 | 28139-12 | 6 |
Трансформатор напряжения типа НТМИ-10 У3 | 51199-12 | 3 |
Трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66 | 831-69 | 4 |
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 4 |
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 7 |
Наименование | Госреестр № | Кол-во, шт. |
Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК | 46634-11 | 7 |
Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART | 23345-07 | 3 |
Счетчик электрической энергии ПСЧ-ЗАРТ.07 | 36698-08 | 1 |
Методика поверки | _ | 1 |
Формуляр | _ | 1 |
Руководство по эксплуатации | _ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 51966-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Саратов, объект №1). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в сентябре 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
• СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуататции ИЛГШ.411152.124 РЭ;
• СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуататции ИЛГШ.411152.145 РЭ;
• ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4Т.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1;
• Меркурий 230 ART-03 - по «Методике поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1;
• ПСЧ-ЗАРТ.07 - по методике поверки ИЛГШ.411152.147 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуататции ИЛГШ.411152.147 РЭ;
• УСВ-2 - по документу «Усройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000МП»;
• УСПД «ЭКОМ-3000» - по методике поверки «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ. Методика поверки»;
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Саратов, объект №1).
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.
ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Саратов, объект №1).
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.