Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНК-Уват". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНК-Уват"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 1677 от 15.04.11 п.22
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 42465
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 1983, ГОСТ 7746, ГОСТ 22261-94, ГОСТ 26035-83
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

•    Автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;

•    периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

•    автоматическое хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

•    передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

•    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

•    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломб и т.п.);

•    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

•    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

•    ведение системы обеспечения единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, Зх-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). АИИС КУЭ реализуется на ООО «ТНК-Уват» территориально расположенного в Тюменской области, Кальчинское месторождение

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Уровень ИК, включающий измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 (в части реактивной электроэнергии), типа СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности 0,2S по ГОСТ 30206 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах, указанных в таблице 1 (7 измерительных каналов), а также вторичные электрические цепи и технические средства каналов передачи данных

Уровень ИВКЭ - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС КУЭ, созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа МИР УСПД-01 (Госреестр СИ РФ № 27420-08, зав. № 1008453,), технических средств приема-передачи данных и автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера.

Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ с системой обеспечения единого времени, созданный на основе сервера базы данных (далее - сервер БД), автоматизированного рабочего места оператора (далее - АРМ), устройства синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-01 (Госреестр СИ РФ № 27008-04, зав. № 17724) и технических средств приема-передачи данных.

Первичные фазные 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных на уровень ИВК по основному и резервному каналу связи: канал GSM-сети, образованный GSM-модемами Cinterion ТС65.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенной линии провайдера Intemet-услуг (основной канал) и с помощью GSM-модема через Intemet-ceTb (резервный канал).

Программное обеспечение (далее - ПО) АИИС КУЭ на базе Программного комплекса (далее - ПК) УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ функционирует на нескольких уровнях:

•    программное обеспечение счетчика;

•    программное обеспечение УСПД;

•    программное обеспечение АРМ;

•    программное обеспечение сервера БД.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, состоящей из устройства синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-01, предназначенных для приема сигналов GPS и выдачи последовательного импульсного временного кода; пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ± 1 мкс. Время сервера БД синхронизировано со временем радиочасов МИР РЧ-01, сличение ежесекундное. Время УСПД синхронизировано со временем сервера БД, корректировка осуществляется каждые 10 мин, корректировка времени УСПД осуществляется при расхождении времени УСПД и сервера БД на ± 1 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков производится при расхождении со временем УСПД на ± 2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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 ООО «ТНК-Уват» используется программный комплекс (ПК) УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ версии 1.9.6 от 05.05.2011 г., в состав которого входят программы, указанные в таблице 4. ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.

Таблица 4 - Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификац ионный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм цифрового идентифик атора ПО

1

2

3

4

5

Сервер тревог

AlarmServer\AlarmCfg.d

11

1.0.0.20

cbc933£3bd0759ea8 1с5с2с7Ь141494b

md5

Сервер тревог

AI arm S erver\Al arm S rv. e xe

2.0.0.135

1261158448b358ba 30575cb9af093d01

md5

SCADA МИР

AI arm Vi ewer\Al arm Vi e w.ocx

1.1.1.11

80сеЬ45е6905957Я)

4e48bl4a3affl89

md5

SCADA МИР

AI arm Vi ewer\Al arm W or ker3.exe

1.1.1.3

7f64ce2dl91377ed5

bdfffi£2614effe7

md5

SCADA МИР

Aristo\aristo.exe

1.0.0.3

3cl842a7d039715aa

4425d8bee980d5e

md5

Сервер

авторизации

Auth S erver\ AuthCnfg. dll

2.1.0.5

b0fc2c20b022efl9f 286ebd23fl1188c

md5

Сервер

авторизации

Auth S erver\ Auth S erv. ex e

2.0.0.2

Iadfcc25983d8f7d2

7281202788c2a58

md5

Центр

управления

С ontr ol С enter\start er\star ter. exe

3.0.0.24

9557550fl39f83c83

79d9afle621b06d

md5

Центр

управления

ControlCenter\starter. exe

2.2.0.3

cd862ab01cl7837be

710c3d97675e9be

md5

Учет

энергоресурсов

EnergyRes\Account. exe

1.0.2.45

2b0657£3ba2a22a69

385054418816eeb

md5

1

2

3

4

5

Учет

энергоресурсов

EnergyRes\AppConf.dll

1.9.6.203

74c5eaeee347bf578

a5d9824a7fa56b0

md5

Учет

энергоресурсов

EnergyRes\AppServ.dll

1.9.6.604

fbfiff747d99271dd

8c20ae2b51227f5

md5

Учет

энергоресурсов

EnergyRes\AutoUpd.exe

1.9.6.82

f267815eef50f98afb 8b64eb92d8c741

md5

Учет

энергоресурсов

EnergyRes\CENTERSB

OR.exe

1.0.3.23

393aecc08419539el

f7e9e72cbca42b3

md5

Учет

энергоресурсов

EnergyRes\EnergyAdmi

n.exe

1.1.3.26

6e9cc64ec1e94f724 bb0e9ab2691579b

md5

Модуль

импорта-

экспорта

EnergyResMmpExpXML

.dll

1.9.5.103

5b912ed844823b3d

84df7ea9927615bb

md5

Модуль

импорта-

экспорта

EnergyRes\MirImpExp. e xe

2.3.1.680

e94e66d3bf87cb9fcf

6fce887ecaa21a

md5

Учет

энергоресурсов

EnergyRes\Repl Svc. exe

1.9.6.98

dbe5ee63580e67ffc

945be3a282a248a

md5

Учет

энергоресурсов

EnergyRes\Reports2. exe

2.6.6.474

824362b68e9a45c6

73e38ab£3a9db£3d

md5

Borland Socket Server

EnergyRes\ScktSrvr.exe

11.1.2902.1049

2

afde45c0f793a25ffe

bafb5895c9cd30

md5

Модуль

РАСЧЕТ

УДЕЛЬНЫХ

НОРМ

EnergyRes\SPECIFICN

ORM.DLL

1.0.0.136

2e745db88622923c

a4dfad8c5788a644

md5

Учет

энергоресурсов

EnergyRes\W atchDog. ex e

1.9.5.26

a04fcb867577a8e9a

321f6188bb67351

md5

ПК Центр

синхронизации

времени

GPSServer\GPSCnfg.dll

1.0.0.2

0db7f9859e3e4e6b2

362aae9a5106fe8

md5

ПК Центр

синхронизации

времени

GP S S erver\GP S S ervi с e. e xe

1.0.0.2

b323e928abcc5aelc

e623cl58f22be7c

md5

ПК Центр

синхронизации

времени

GP S S erver\MonitorGP S. exe

1.0.0.2

ae547ea3fl 1465a08 8e4alee079ff7cb

md5

Библиотека драйверов ТМ ОМЬ

OPC ServerV3 OVMirDrv. dll

2.2.2.165

0617b42b1d80b202 6e193 62ade8d75 dd

md5

Библиотека драйверов "Канал счетчика электроэнергии"

OPC ServerV3 0\Plugins\ EChannel.dll

2.0.0.0

82cb2bd92be53e4ea 6229a6b05 84444f

md5

Библиотека

драйверов

"Группа

счетчиков"

OPC ServerV3 0\Plugins\ MeterGroup.dll

1.3.0.0

5bfef9aaf5323f020d

d224ale£33530e

md5

1

2

3

4

5

Библиотека

драйверов

"Счетчики

электрические"

OPC ServerV3 0\Plugins\ SchElectric.dll

4.1.0.6

27f771abce660458d

e337cf8c69bbe54

md5

Программа СЕРВЕР ОМЬ

OPC S erver V 3 0\S erverO m3.exe

3.1.0.27

56cae78c7af9b8679

6671e950e22b823

md5

•    ПО внесено в Г осреестр СИ РФ в составе системы автоматизированной информационно-измерительной комплексного учета энергоресурсов МИР, № 36357-07;

•    Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;

•    Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ;

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С».

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 1-3

Таблица 1 - Состав измерительных каналов_

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид

электро

энергии

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС 110/10 кВ «Юровская» ОРУ-110 кВ., I с.ш., фидер ВЛ-110 кВ «Демьянская-1»

ТФЗМ 1 ЮБ-IV

600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 9799 Зав.№ 9371 Зав.№ 9305

НКФ-110-83

1Ю000:л/з/Ю0:л/з Кл. т. 0,5 Зав.№ 603 Зав.№ 323 Зав.№ 451 Зав.№ 523 Зав.№ 320 Зав.№ 340

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0806100987

УСПД

МИР

УСПД-01

Зав.№

1008453

Активная,

реактивная

2

ПС 110/10 кВ «Юровская» ОРУ-110 кВ., I с.ш., фидер ВЛ-110 кВ «Горная-1»

ТФЗМ 1 ЮБ-IV

600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 9699 Зав.№ 9792 Зав.№ 9589

НКФ-110-83

1Ю000:л/з/Ю0:л/з Кл. т. 0,5 Зав.№ 603 Зав.№ 323 Зав.№ 451 Зав.№ 523 Зав.№ 320 Зав.№ 340

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0806100767

1

2

3

4

5

6

7

6

ПС 110/10 кВ «Юровская» ОРУ-110 кВ., II с.ш., фидер ВЛ-110 кВ «Демьянская-2»

ТФЗМ 1 ЮБ-IV 600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 12986 Зав.№ 13012 Зав.№ 13018

НКФ-110-83

1Ю000:л/з/Ю0:л/з

Кл. т. 0,5 Зав.№ 523 Зав.№ 320 Зав.№ 340 Зав.№ 603 Зав.№ 323 Зав.№ 451

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0806100958

7

ПС 110/10 кВ «Юровская» ОРУ-110 кВ., II с.ш., фидер ВЛ-110 кВ «Горная-2»

ТФЗМ 1 ЮБ-IV 600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 12951 Зав.№ 12977 Зав.№ 63077

НКФ-110-83

1Ю000:л/з/Ю0:л/з Кл. т. 0,5 Зав.№ 523 Зав.№ 320 Зав.№ 340 Зав.№ 603 Зав.№ 323 Зав.№ 451

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0806100944

5

ПС 110/10 кВ «Юровская» ОРУ-110 кВ., I и II с.ш., фидер ВЛ-110 кВ «ОВ»

ТФЗМ 1 ЮБ-IV

600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 9358 Зав.№ 9790 Зав.№ 9408

НКФ-110-83

1Ю000:л/з/Ю0:л/з Кл. т. 0,5 Зав.№ 523 Зав.№ 320 Зав.№ 340 Зав.№ 603 Зав.№ 323 Зав.№ 451

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0806102539

УСПД

МИР

УСПД-01

Зав.№

1008453

Активная,

реактивная

4

ПС 110/10 кВ «Юровская» ЗРУ-10 кВ., I с.ш., ячейка 15, фидер «Солянка»

ТОЛ-10

50/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 3013

Зав.№ 3441А

НАМИ-Ю 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 4070 НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 0578

СЭТ-4ТМ.03 01 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 104083117

3

ПС 110/10 кВ «Юровская» ЗРУ-10 кВ., I с.ш., ячейка 11, фидер «Першино»

ТОЛ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 18.151

Зав.№ 85770

НАМИ-Ю 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 4070 НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 0578

СЭТ-4ТМ.03 01 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 104083173

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтённой активной электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95:

Номер ИК

Основная погрешность ИК, ±%

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±%

диапазон

тока

cos cp = 1,0

cos cp = 0,87

cos cp = 0,8

cos cp = 0,5

COS ф = 1,0

COS ф =

0,87

COS ф = 0,8

COS ф =

0,5

1, 2, 6,7, 5

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

1,8

2,4

2,8

5,4

1,9

2,6

2,9

5,5

0,2Ihi < Ii < Ihi

1,1

1,4

1,6

2,9

1,2

1,6

1,8

ЗД

Ihi < Ii < 1,2Ihi

0,9

1,1

1,2

2,2

1,1

1,3

1,4

2,4

4,3

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

1,8

2,4

2,8

5,4

1,9

2,6

2,9

5,5

0,2Ihi < Ii < Ihi

1,1

1,4

1,6

2,9

1,2

1,6

1,8

ЗД

Ihi < Ii < 1,2Ihi

0,9

1,1

1,2

2,2

1,1

1,3

1,4

2,4

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтённой реактивной электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95:

Номер ИК

Основная погрешность ИК, ±%

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±%

диапазон тока

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, 6,7, 5

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

5,6

4,4

2,5

6,0

4,9

ЗД

0,2Ihi < Ii < Ihi

3,0

2,4

1,5

3,7

3,2

2,3

Ihi < Ii < 1,2Ihi

2,3

1,9

1,2

3,2

2,8

2,1

4,3

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

5,6

4,4

2,6

5,8

4,7

2,9

0,2Ihi < Ii < Ihi

3,0

2,4

1,5

3,2

2,6

1,8

Ihi < Ii < 1,2Ihi

2,3

1,8

1,2

2,5

2,1

1,6

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.    Нормальные условия:

• параметры сети: диапазон напряжения (0,98 1,02) Uhom; диапазон силы тока (1 1,2) Ihom, коэффициент мощности coscp (sincp) = 0,87 (0,5) инд.; ); частота (50 ± 0,15) Гц;

•    температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от - 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; ИВКЭ - от + 10 °С до + 30 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;

•    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

•    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 1,1) Uhom; диапазон силы первичного тока (0,05-f- 1,2) Ihomi; коэффициент мощности coscp (sincp) - 0,5 ^ 1,0(0,5 ^

0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

•    температура окружающего воздуха - от - 40 °С до + 50 °С.

Для электросчетчиков:

•    . параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,05 ^ 1,2)1н2; коэффициент мощности coscp (sincp) - 0,5 ^ 1,0(0,5 ^ 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

•    температура окружающего воздуха - от - 10 °С до + 40 °С;

•    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

•    параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

•    температура окружающего воздуха - от + 10 °С до + 35 °С.

•    относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

•    атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.

5.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-05 и ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-05 и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена У СПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

•    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

•    электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее То= 140000 ч., время восстановления работоспособности Тв=2 ч.;

•    электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.03 01 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 90000 ч., время восстановления работоспособности Тв=2 ч.;

•    устройство сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01 - среднее время наработки на отказ не менее ТО = 75 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 2 ч.;

•    сервер - среднее время наработки на отказ Т = 146199 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 12 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

Кг диис = 0,99998 - коэффициент готовности;

То ик(аиис) = 3522 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

•    Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

•    Стойкость к электромагнитным воздействиям;

•    Ремонтопригодность;

•    Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

•    Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

•    Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

•    журнал событий счетчика:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в счетчике.

•    журнал событий ИВКЭ:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в УСПД.

•    журнал событий ИВК:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывы электропитания;

-    программные и аппаратные перезапуски;

-    установка и корректировка времени;

-    переход на летнее/зимнее время;

-    нарушение защиты ИВК;

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

•    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчиков;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательных коробок;

-УСПД;

-    сервера БД;

•    защита информации на программном уровне:

-результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-установка пароля на промконтроллер (УСПД);

-    установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

•    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

•    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 3 5 суток;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений

-    не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ООО «ТНК-Уват» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ ООО «ТНК-Уват» представлена в таблице 4.

Таблица 4

Наименование

Количество

Измерительный трансформатор тока типа ТФЗМ 1 ЮБ-IV

5 шт.

Измерительный трансформатор тока типа ТОЛ-Ю

2 шт.

Измерительный трансформатор напряжения типа НКФ-110-83

6 шт.

Измерительный трансформатор напряжения типа НТМИ-10

1 шт.

Измерительный трансформатор напряжения типа НАМИТ-10-2

1 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М

5 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03.01

2 шт.

Устройство сбора и передачи данных типа МИР УСПД-1

1 шт.

У стройство синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-01

1 шт.

Сервер сбора данных

1 шт.

Сервер баз данных

1 шт.

ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ (ИВК)

1 шт.

Методика поверки

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Формуляр

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2010 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения бл/3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/л/3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    Счетчики типа СЭТ-4ТМ.03.М. - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    Счетчики типа СЭТ-4 ТМ. 03.01. - 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 г.;

-    Устройства сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01 - по методике поверки, изложенной в разделе 10 документа «Устройства сбора и передачи данных МИР УСПД-01. Руководство по эксплуатации», согласованной с ГЦИ СИ «ВНИИМС» в декабре 2008 года;

-    Радиочасы МИР РЧ-01 - по методике поверки МО 1.063.00.ООО РЭ, раздел 8.

-    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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват».

Нормативные документы

1.    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

2.    ГОСТ 1983 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

3.    ГОСТ 7746 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

4.    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. 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».

7.    ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)

8.    ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

9.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание