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 | 1К | 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 | 2К | 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 | 3К | 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 | 4К | 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.
