Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шереметьевского центра ОВД (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), ГЛОНАСС-приемник сигналов точного времени и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Energy Control Center», автоматизированное рабочее место Шереметьевского центра ОВД (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи стандарта RS-485 через преобразователи интерфейсов поступает на соответствующий GPRS-коммуникатор, далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS сигнал поступает на УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация от УСПД по выделенной линии сети Internet посредством службы передачи данных GPRS поступает на сервер (основной канал связи). При отказе основного канала связи измерительная информация от УСПД по резервному каналу связи сети Ethernet поступает на сервер, где осуществляется дальнейшая обработка полученных данных, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в электросетевую организацию АО «МАШ» осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020, 80030 в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, ГЛОНАСС-приемник.
Сравнение показаний часов УСПД с ГЛОНАСС-приемником осуществляется 1 раз в сутки, корректировка часов УСПД производится при расхождении с ГЛОНАСС-приемником на величину более ±3 с.
Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется 1 раз в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении часов сервера с часами УСПД на величину более ±3 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Energy Control Center». ПО «Energy Control Center» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Energy Control Center». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Energy Control Center»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | EnergyControlCenter. exe | 80020.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 21.30 |
| Цифровой идентификатор ПО | 23234749f3071895d3682391 7b599fdc | 43d253afe5d9d5f3d97133599851 3a6b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Сервер | Вид электри ческой энергии | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | Т-0,66 | | | | | Актив | | |
| | ТП-4 6/0,4 кВ Ввод 1 РУ-0,4 кВ | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 1 | 100/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | | Реактив ная | 2,1 | 5,6 |
| | | Т-0,66 | | | | | Актив | | |
| | ТП-4 6/0,4 кВ Ввод 2 РУ-0,4 кВ | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 2 | 100/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 52667-13 | | Рег. № 36355-07 | СЭМ-3 Рег. № 46806-11 | | Реактив- | 2,1 | 5,6 |
| | | Фазы: А; В; С | | | Hewlett- | ная | | |
| | | Т-0,66 | | | Packard | Актив | | |
| | ТП-5 6/0,4 кВ Ввод 1 РУ-0,4 кВ | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 3 | 100/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | | Реактив ная | 2,1 | 5,6 |
| | | СТ3 | | | | | Актив | | |
| | ТП-44 6/0,4 кВ Ввод 1 РУ-0,4 кВ | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 4 | 150/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 49676-12 Фазы: А; В; С | | Рег. № 64450-16 | | | Реактив ная | 2,1 | 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | ASK 231.5 | | | | | Актив | | |
| | ТП-44 6/0,4 кВ Ввод 2 РУ-0,4 кВ | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 5 | 100/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 49019-12 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,6 |
| | | ТТИ-А | | | | | Актив | | |
| | ТП-45 6/0,4 кВ Ввод 1 РУ-0,4 кВ | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 6 | 100/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,6 |
| | | Т-0,66 | | | | | Актив | | |
| | ТП-6 6/0,4 кВ Ввод 1 РУ-0,4 кВ | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 7 | 150/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 52667-13 | | Рег. № 36355-07 | СЭМ-3 Рег. № 46806-11 | | Реак- | 2,1 | 5,6 |
| | | Фазы: А; В; С | | | Hewlett- | тивная | | |
| | | Т-0,66 | | | Packard | Актив | | |
| | ТП-6 6/0,4 кВ Ввод 2 РУ-0,4 кВ | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 8 | 150/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,4 |
| | | Т-0,66 | | | | | Актив | | |
| | ТП-7 6/0,4 кВ Ввод 1 РУ-0,4 кВ | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 9 | 100/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,4 |
| | | ТТН-Ш | | | | | Актив | | |
| | ТП-46 6/0,4 кВ Ввод 1 РУ-0,4 кВ | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 10 | 150/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С | | Рег. № 46634-11 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | ТТН-Ш | | | | | Актив | | |
| | ТП-46 6/0,4 кВ Ввод 2 РУ-0,4 кВ | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | | ная | 1,0 | 3,1 |
| 11 | 150/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,4 |
| | | ТТИ-А | | | | | Актив | | |
| | ТП-47 6/0,4 кВ Ввод 1 РУ-0,4 кВ | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | | ная | 1,0 | 3,1 |
| 12 | 100/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,4 |
| | | ТЛО-10 | ЗНОЛП-6 | | | | Актив | | |
| 13 | ТП-60 6/0,4 кВ Ввод 1 РУ-6 кВ | Кл.т. 0,2S 150/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | ная | 0,9 | 1,6 |
| | Рег. № 25433-08 | Рег. № 23544-07 | Рег. № 36697-08 | СЭМ-3 Рег. № 46806-11 | | Реак- | 1,6 | 2,7 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | Hewlett- | тивная | | |
| | | ТЛО-10 | ЗНОЛП-6 | | Packard | Актив | | |
| 14 | ТП-60 6/0,4 кВ Ввод 2 РУ-6 кВ | Кл.т. 0,2S 150/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | ная | 0,9 | 1,6 |
| | Рег. № 25433-08 Фазы: А; С | Рег. № 23544-07 Фазы: А; В; С | Рег. № 36697-08 | | | Реак тивная | 1,6 | 2,5 |
| | | Т-0,66 | | | | | Актив | | |
| | ТП-14 6/0,23 кВ Ввод 1 РУ-0,4 кВ | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 15 | 150/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,4 |
| | ТП-42 6/0,4 кВ Ввод 1 РУ-0,4 кВ присоединение. ГРМ-248/2 | ТТИ-А | | | | | Актив | | |
| 16 | Кл.т. 0,5 20/5 Рег. № 28139-12 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | | | ная Реак- | 1,0 2,1 | ,1 ,4 35 |
| | Фазы: А; В; С | | | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 17 | ТП-42 6/0,4 кВ Ввод 2 РУ-0,4 кВ присоединение. ГРМ-248/2 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 20/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16 | СЭМ-3 Рег. № 46806-11 | Hewlett- Packard | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,1 5,4 |
| 18 | ТП-43 6/0,4 кВ Ввод 1 РУ-0,4 кВ присоединение. ГРМ-68/2 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 20/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,1 5,4 |
| 19 | ТП-43 6/0,4 кВ Ввод 2 РУ-0,4 кВ присоединение. ГРМ-68/2 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 20/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,1 5,4 |
| 20 | ТП-8 6/0,4 кВ РСП ВРУ-1 Ввод 1 | ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,1 5,4 |
| 21 | ТП-8 6/0,4 кВ РСП ВРУ-2 Ввод 2 | ТОП-0,66 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,4 |
| 22 | ТП-16 6/0,4 кВ СДП-68 ВРУ-1 Ввод 1 | ТТЭ-С-30 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 54205-13 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,1 5,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | ТТЭ-30 | | | | | Актив | | |
| | ТП-16 6/0,4 кВ | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | | | ная | 1,0 | 3,1 |
| 23 | СДП-68 ВРУ-2 | 100/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Ввод 2 | Рег. № 52784-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 46634-11 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,4 |
| | | ТТЭ-С-30 | | | | | Актив | | |
| | ТП-15 6/0,4 кВ | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | | ная | 1,0 | 3,1 |
| 24 | СДП-248 ВРУ-1 | 100/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Ввод 1 | Рег. № 54205-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,4 |
| | | ТТЭ-С-30 | | | | | Актив | | |
| | ТП-15 6/0,4 кВ | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | | ная | 1,0 | 3,1 |
| 25 | СДП-248 ВРУ-2 | 100/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Ввод 2 | Рег. № 54205-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | СЭМ-3 Рег. № 46806-11 | Hewlett- | Реак тивная | 2,1 | 5,4 |
| | | | | | Packard | Актив | | |
| | ТП-11 6/0,4 кВ | | | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 26 | ПРЦ пом.№5 ЩГП-3 Ввод 1 | | | Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 46634-11 | | | Реак тивная | 2,2 | 5,4 |
| 27 | ВРУ с АВР РЛС ОЛП «Terma Skanter2001» Терминал F | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 36354-07 | | | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,2 | 3,0 5,4 |
| | | Т-0,66 | | | | | Актив | | |
| | ТП-68 6/0,4 кВ Ввод 1 РУ-0,4 кВ | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 28 | 50/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 29 | ТП-68 6/0,4 кВ Ввод 2 РУ-0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 50/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | СЭМ-3 Рег. № 46806-11 | Hewlett- Packard | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,4 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1-3, 7-9, 13-15, 21, 28, 29 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа, а также замена ГЛОНАСС-приемника и сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 29 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 1-3, 7-9, 13-15, 21, 28, 29 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 1-3, 7-9, 13-15, 21, 28, 29 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | |
| для ИК №№ 1-7, 10, 13 | от 0 до +25 |
| для остальных ИК | от +18 до +25 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от +15 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-3ТМ.05М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСПД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 40000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для ГЛОНАСС-приемника: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 41200 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
для УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера:
365
5
3,5
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее_
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 27 |
| Трансформаторы тока | СТ3 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ASK 231.5 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-А | 18 |
| Трансформаторы тока | ТТН-Ш | 6 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 4 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОП-0,66 | 6 |
| Трансформаторы тока измерительные 0,66 кВ | ТТЭ-С-30 | 9 |
| Трансформаторы тока измерительные 0,66 кВ | ТТЭ-30 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-6 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 19 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 7 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-3ТМ.05М | 1 |
| Сумматоры электронные многофункциональные для учета электроэнергии | СЭМ-3 | 1 |
| ГЛОНАСС-приемник | - | 1 |
| Сервер | Hewlett-Packard | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-100-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 26917598.411713.001.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-100-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шереметьевского центра ОВД. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»
07.09.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Шереметьевского центра ОВД», свидетельство об аттестации № 117/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шереметьевского центра ОВД
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72873-18: Методика поверки МП ЭПР-100-2018Скачать10.2 Мб