Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНК-Уват"
- ООО "НПО "Мир", г.Омск
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:46669-11
- 05.11.24
- 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.