Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ филиала ОАО "МРСК Центра"-"Ярэнерго". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ филиала ОАО "МРСК Центра"-"Ярэнерго"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 791 п. 29 от 04.06.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ филиала ОАО «МРСК Центра»-«Ярэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

1-ый уровень - 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя устройства сбора и обработки данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных и каналообразующую аппаратуру.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя серверы сбора и базы данных филиала ОАО «МРСК Центра»-«Ярэнерго» (далее по тексту - сервер АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ) операторов, технические средства приема-передачи данных и каналообразующую аппаратуру.

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 участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);

- передача журналов событий счетчиков.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям 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. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

УСПД автоматически, в заданные интервалы времени, производят опрос и считывание измерительной информации со счетчиков, накопление, хранение измерительной информации и приведение результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Считанные данные результатов измерений, приведенные к реальным значениям, и журналы событий счетчиков заносятся в энергонезависимую память УСПД.

Сервер сбора данных АИИС КУЭ автоматически, в заданные интервалы времени, производит считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журналов событий счетчиков и УСПД. После поступления в сервер сбора данных АИИС КУЭ считанной информации, с помощью внутренних сервисов программного комплекса (далее по тексту - ПК) «АльфаЦЕНТР» данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память сервера баз данных АИИС КУЭ (заносятся в базу данных).

Доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера АИИС КУЭ, осуществляется с АРМ операторов.

Передача информации коммерческому оператору оптового рынка электрической энергии и мощности (ОАО «АТС»), в региональное подразделение ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям осуществляется с уровня ИВК по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. При необходимости, он подписывается электронной цифровой подписью.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), счетчиков, УСПД, серверов. УСВ реализовано на базе GPS-приемника модели 16HVC, который формирует импульсы временной синхронизации и точное значение времени.

Источником сигналов точного времени для серверов АИИС КУЭ служит тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ».

Сравнение показаний часов серверов АИИС КУЭ и NTP-сервера происходит непрерывно. Синхронизация осуществляется не зависимо от величины расхождения показаний часов серверов АИИС КУЭ и NTP-сервера.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ± 2 с.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, программные средства СБД АИИС КУЭ - ПО систем управления базами данных (СУБД Oracle), и прикладное ПО - «АльфаЦЕНТР SE», программные средства счетчиков электроэнергии - встроенное ПО счетчиков электроэнергии, ПО СОЕВ.

Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ac_metrology.dll

12.01

3E736B7F380863F44CC8E6

F7BD211C54

MD5

ПО АИИС КУЭ не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

№ ИИК

№ Присоединения

Наименование объекта

Состав ИИК

Вид электроэнер гии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

111

ПС Южная 110/6/6 кВ РУ-6 кВ ф.№1 - 6 кВ

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 13635; 10714;

Госреестр № 1261-08

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 320; Госреестр № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809130156; Госреестр № 36697-12

RTU-325L Зав. № 007836 Госреестр № 37288-08

Сервер сбора данных, Зав.№ BZDR52854289 Сервер баз данных, Зав. № УСКШ5080857 АИИС КУЭ ОРЭ филиала ОАО «МРСК Центра»-«Ярэнерго»

активная реактивная

2

115

ПС Волга 110/10 кВ ф.12-кл-10 кВ

ТПЛМ-10; 50/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 1147;

Госреестр № 2363-68

ТОЛ-10 50/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 26085;

Госреестр № 7069-07

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 2327; Госреестр № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131519; Госреестр № 36697-12

RTU-325L Зав. № 007835 Госреестр № 37288-08

активная реактивная

3

122

ПС Восточная 110/35/6 ф.615Б -КЛ 6 кВ

IMZ

400/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 02/1495;

02/1496;

Госреестр № 16048-04

НАМИ-10 6000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 1209; 46

Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131631;

Госреестр № 36697-12

RTU-325L Зав. № 007839 Госреестр № 37288-08

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

119

ПС Пищалкино 110/35/10 кВ ф.2 -КЛ 10 кВ

ТВЛМ-10 50/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 64045; 63868; 64062;

Госреестр № 1856-63

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 291; Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131526; Госреестр № 36697-12

RTU-325 Зав. № 001239 Госреестр № 37288-08

Сервер сбора данных, Зав.№ BZDR52854289 Сервер баз данных, Зав. № УСКШ5080857 АИИС КУЭ ОРЭ филиала ОАО «МРСК Центра»-«Ярэнерго»

активная реактивная

5

120

ПС Пищалкино 110/35/10 кВ ф.6 -КЛ 10 кВ

ТВК-10 50/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 04918; 04513;

Госреестр № 8913-82

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1743; Госреестр № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131439; Госреестр № 36697-12

активная реактивная

6

129

ПС НПЗ 110/35/6 кВ ф. 605 - КЛ-6 кВ

ТЛМ-10; 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 2081; 2767;

Госреестр № 2473-00

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1062; Госреестр № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131367; Госреестр № 36697-12

RTU-325L Зав. № 007840 Госреестр № 37288-08

активная реактивная

7

130

ПС НПЗ 110/35/6 кВ ф. 684 - КЛ-6 кВ

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 5859; 17583;

Госреестр № 1261-08

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 0908; Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131610; Госреестр № 36697-12

активная реактивная

8

140

ПС Волна 35/10 ф. №9 - ВЛ-10 кВ

ТЛМ-10 150/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 02340; 02335;

Госреестр № 2473-00

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1843; Госреестр № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130175; Госреестр № 36697-12

RTU-325L Зав. № 007842 Госреестр № 37288-08

активная реактивная

9

141

ПС Волна 35/10 ф. №10 - ВЛ-10 кВ

ТОЛ-10 150/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 14511; 14513;

Госреестр № 38395-08

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1039; Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130950;

Госреестр № 36697-12

активная реактивная

10

154

ПС "Южная" 110/6/6 кВ ф. 104-Л.104 6 кВ

ТОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 38443; 38757;

Госреестр № 38395-08

НАМИ-10 6000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 8922;

Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131084; Госреестр № 36697-12

RTU-325L Зав. № 007833 Госреестр № 37288-08

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

11

153

ПС "Южная" 110/6/6 кВ ф. 105-

Л.105 6 кВ

ТОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 20725; 25712;

Госреестр № 38395-08

НАМИ-10 6000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 8922;

Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131005;

Госреестр № 36697-12

RTU-325L Зав. № 007833 Госреестр № 37288-08

Сервер сбора данных, Зав.№ BZDR52854289 Сервер баз данных, Зав. № УСКШ5080857 АИИС КУЭ ОРЭ филиала ОАО «МРСК Центра»-«Ярэнерго»

активная реактивная

12

156

ПС "Южная" 110/6/6 кВ ф. 202-Л.202 6 кВ

ТОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 32086; 34468;

Госреестр № 38395-08

НАМИ-10 6000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 5617;

Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131491;

Госреестр № 36697-12

активная реактивная

13

155

ПС "Южная" 110/6/6 кВ ф. 205-Л.205 6 кВ

ТОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 39780; 39764;

Госреестр № 38395-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131303;

Госреестр № 36697-12

активная реактивная

14

149

ПС "Южная" 110/6/6 кВ фид. 215-КЛ 215 6 кВ

ТОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 32095; 22342;

Госреестр № 38395-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131062;

Госреестр № 36697-12

активная реактивная

15

150

ПС "Южная" 110/6/6 кВ фид. 308-КЛ 308 6 кВ

ТЛМ-10 400/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 553;

3889;

Госреестр № 2473-00

НАМИ-10 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1275;

Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130969;

Госреестр № 36697-12

активная реактивная

16

148

ПС "Полиграф" 110/6 - КЛ 614 6 кВ

ТПЛМ-10 400/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 20593; 06761;

Госреестр № 2363-68

НТМИ-6 6000/100

Кл.т. 0,5 Зав. № 510; Госреестр № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807130403;

Госреестр № 36697-12

RTU-325L Зав. № 007841 Госреестр 37288-08

активная реактивная

17

ПС "Ростов" 110/35/10 КЛ 10 кВ

Ввод - 601

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 8044; 7920;

Госреестр № 1261-02

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 2315; Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131039;

Госреестр № 36697-12

RTU-325L Зав. № 007838 Госреестр № 37288-08

активная реактивная

18

ПС "Ростов" 110/35/10 КЛ 10 кВ

Ввод - 602

ТПОФ 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 119112; 129505;

Госреестр № 518-50

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807130602;

Госреестр № 36697-12

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

19

ПС "Ростов" 110/35/10 КЛ 10 кВ

Ввод - 616

ТПОФ 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 146301; 146124; Госреестр № 518-50

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1682; Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131254; Госреестр № 36697-12

RTU-325L Зав. № 007838 Госреестр № 37288-08

Сервер сбора данных, Зав.№ BZDR52854289 Сервер баз данных, Зав. № УСКШ5080857 АИИС КУЭ ОРЭ филиала ОАО «МРСК Центра»-«Ярэнерго»

активная реактивная

20

ПС "Ростов" 110/35/10 КЛ 10 кВ

Ввод - 617

ТПОЛ-10 1000/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 39160; 13476;

Госреестр № 1261-02

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131380; Госреестр № 36697-12

активная реактивная

21

112

ПС Некоуз 110/10 кВ ф.7 - ВЛ 10 кВ

ТЛК-10 100/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 3110; 3634;

Госреестр № 9143-06

НАМИТ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 0079; Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130915; Госреестр № 36697-12

RTU-325L Зав. № 007837 Госреестр № 37288-08

активная реактивная

22

113

ПС Некоуз 110/10 кВ ф.8 - КЛ 10 кВ

ТЛК-10 100/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 3139; 3064;

Госреестр № 9143-06

НАМИТ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 0091; Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130948; Госреестр № 36697-12

активная реактивная

Таблица 3

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, %

!1(2)— I изм< I 5 %

I5 %^ I изм< I 20 %

I 20 %^ I изм< I 100 %

I100 %^ I |Г'.м- I 120 %

1

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

-

± 2,7

± 2,3

± 2,2

0,9

-

± 3,2

± 2,6

± 2,4

0,8

-

± 3,7

± 2,9

± 2,7

0,7

-

± 4,4

± 3,2

± 3,0

0,5

-

± 6,2

± 4,2

± 3,7

2, 5 - 9, 15 - 22 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)

1,0

-

± 1,9

± 1,3

± 1,2

0,9

-

± 2,4

± 1,6

± 1,3

0,8

-

± 3,0

± 1,8

± 1,5

0,7

-

± 3,7

± 2,2

± 1,8

0,5

-

± 5,6

± 3,2

± 2,5

3, 4, 10 - 14 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)

1,0

-

± 1,9

± 1,2

± 1,0

0,9

-

± 2,4

± 1,5

± 1,2

0,8

-

± 2,9

± 1,7

± 1,4

0,7

-

± 3,6

± 2,0

± 1,6

0,5

-

± 5,4

± 3,0

± 2,3

1

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Счетчик 1,0)

0,9

-

± 4,8

± 4,4

± 4,3

0,8

-

± 5,2

± 4,6

± 4,5

0,7

-

± 5,7

± 4,9

± 4,7

0,5

-

± 7,3

± 5,7

± 5,3

Номер ИИК

simp

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, %

11(2)— 1 изм< 1 5 %

I1(2)— 1 изм< 1 5 %

I1(2)— 1 изм< 1 5 %

I1(2)— 1 изм< 1 5 %

2, 5 - 9, 15 - 22 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5)

0,9

-

± 3,2

± 2,6

± 2,4

0,8

-

± 3,7

± 2,9

± 2,7

0,7

-

± 4,3

± 3,2

± 3,0

0,5

-

± 6,2

± 4,2

± 3,7

3, 4, 10 - 14 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5)

0,9

-

± 3,1

± 2,5

± 2,4

0,8

-

± 3,6

± 2,8

± 2,6

0,7

-

± 4,3

± 3,1

± 2,9

0,5

-

± 6,1

± 4,0

± 3,5

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение переменного тока от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

- сила переменного тока от 1ном до 1,2-Ihom, cos9=0,9 инд;

- температура окружающей среды: 20 °С.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение переменного тока от 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;

- сила переменного тока 0,05^1ном до 1,2-Ihom;

температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от минус 25 до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;

- магнитная индукция внешнего происхождения от 0 до 0,5 мТл.

5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, УСПД и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. 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:

среднее время наработки на отказ:

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - не менее 165000 часов;

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) - не менее 140000 часов;

- УСПД серия RTU-325L - не менее 100000 часов;

- УСПД серия RTU-325 - не менее 100000 часов;

среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчика, УСПД Тв < 2 часа;

- для сервера Тв < 1 час;

- для компьютера АРМ Тв < 1 час;

- для модема Тв < 1 час;

Коэффициент готовности сервера - не менее 0,99.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;

- на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, серверах, АРМ;

- организация доступа к информации ИВКЭ, ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

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

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

- попытки несанкционированного доступа;

- фактов параметрирования счетчика;

- фактов пропадания напряжения, отклонения тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;

- фактов коррекции времени;

- перерывы питания.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- серверах, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- СЭТ-4ТМ.03М - не менее 113 суток, при отключении питания - не менее 3 лет;

- УСПД Серии RTU-325L (коммерческий график нагрузки - расход электроэнергии по каждому каналу) - 18 месяцев,; при отключении питания - не менее 3 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -за весь срок эксплуатации системы - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Количество, шт.

1

2

3

Трансформатор тока

IMZ

2

Трансформатор тока

ТВК-10

2

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

3

Трансформатор тока

ТЛК-10

4

Трансформатор тока

ТЛМ-10

6

Трансформатор тока

ТОЛ-10

13

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

3

1

2

3

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

8

Трансформатор тока

ТПОФ

4

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

6

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

2

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

1

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

1

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

21

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М.01

1

УСПД

RTU-325

1

УСПД

RTU-325L

9

Сервер АИИС КУЭ

-

1

Устройство синхронизации времени

УССВ-1611\'С

10

Сервер последовательных портов

Moxa NPort 5232i

9

Сервер последовательных портов

Moxa NPort 5560-8-DTj

1

Блок питания

Traco 220/24 TBL 090-124

10

Индустриальный конвертор

moxa TCC100I

10

Коммутатор Ethernet

MOXA EDS-205

10

GSM-модем

Cinterion MC52i.

12

Источник бесперебойного питания

APC Back-UPS Pro 550

10

Специализированное программное обеспечение

ПК «АльфаЦЕНТР»

1

Паспорт-формуляр

ЭПСС.411711.130610-03 ПФ

1

Методика поверки

МП 1836/550-2014

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1836/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ филиала ОАО «МРСК Центра»-«Ярэнерго». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в мае 2014 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков   СЭТ-4ТМ.03М   (Госреестр   №   36697-08) - по методике поверки

ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;

- УСПД Серии RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

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 (методы) измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго»». Аттестована ФБУ «Ростест-Москва». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1359/550-01.00229-2014 от 22 апреля 2014 г.

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 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7 ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание