Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "НИЖНОВАТОМЭНЕРГОСБЫТ" для электроснабжения ОАО "ЮГ". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "НИЖНОВАТОМЭНЕРГОСБЫТ" для электроснабжения ОАО "ЮГ"

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 02 от 31.01.08 п.215
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 30579
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект. документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «НИЖНОВАТОМЭНЕРГОСБЫТ» для электроснабжения ОАО «ЮГ» (далее - АИ-ИС КУЭ ОАО «ЮГ») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- измерение календарного времени и интервалов времени;

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета;

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

- передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена с ОАО «ЮГ» - участников оптового рынка электроэнергии;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и 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 и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИ-ИС КУЭ ОАО «ЮГ»;

- конфигурирование и настройка параметров АПИС КУЭ ОАО «ЮГ»;

— ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» (коррекция времени).

АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» является иерархической, трехуровневой, интегрированной, автоматизированной измерительной системой с централизованным управлением и распределенной функцией измерения и состоит из 11 -ти измерительных каналов коммерческого учёта (далее -ИК); измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ); измерительно-вычислительного комплекса (далее - ИВК) АИИС КУЭ ОАО «ЮГ».

Измерительные каналы АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» включают следующие средства измерений:

- измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности (далее - КТ) 0,5, по ГОСТ 7746;

- измерительные трансформаторы напряжения (далее - TH) класса точности 0,5, по ГОСТ 1983;

- многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «Альфа А1800» класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии;

- устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU 325.

Перечень измерительных каналов, входящих в состав АИИС КУЭ ОАО «ЮГ», с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, номера регистрации в Государственном реестре средств измерений представлены в таблице 1.

АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные преобразователи - ТТ, TH и электронные счетчики электрической энергии, установленные в ИК.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс энергоустановки (далее - ИВКЭ) - УСПД (RTU 325).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» (далее - сервер БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), АРМ и программное обеспечение (далее - ПО).

Первичные фазные токи и напряжения преобразовываются 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, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30 -минутных интервалов времени.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД (RTU 325), где осуществляется обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт-ч, квар-ч, умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передачу накопленных данных на сервер БД. Связь между уровнями ИВКЭ и ИВК АИИС КУЭ ОАО «ЮГ»осуществляется по каналам GSM.

На верхнем - третьем уровне системы полученная информация хранится на сервере БД, где формируются отчётные и справочные формы, которые передаются в организации-участники оптового рынка электроэнергии по коммутируемым телефонным линиям или по каналам сотовой связи через интернет-провайдер.

АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), на базе устройства синхронизации системного времени УССВ (выполненных на основе GPS 35-HVS), принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка времени сервера производится непрерывно, один раз в секунду. Время УСПД синхронизируется по времени сервера, а время счетчиков по времени УСПД (допустимое рассогласование не превышает 2с). Погрешность системного времени АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» не превышает 5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Примечания.

1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035;

2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «ЮГ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» как его неотъемлемая часть.

Таблица 1. Перечень измерительных каналов

Канал измерений

Средство измерений

Ктт -Ктн -Кеч

Наименование измеряемой величины

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверки

Обозначение, тип

Заводской номер

ОАО «НИЖНОВА-ТОМЭНЕРГОСБЫТ» для электроснабжения ОАО «ЮГ»»

АНИС

КУЭ ОАО «ЮГ»

АИИС КУЭ

ОАО «НИЖНОВАТОМ-ЭНЕРГОСБЫТ» для электроснабжения ОАО «ЮГ»

№003

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

ИВК

№20481-00

«Альфа-Центр»

-

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

УСПД

№ 19495-03

RTU-325-E

№ 000904

Календарное время

Накопление хранение и обработка измерительной информации:

энергии активной, WP энергии реактивной, Wq

УСВ

35-HVS

№ 000429

Календарное время

Продолжение таблицы 1

Канал измерений, наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Средство измерений

Ктт 'Ктн "Кеч

Наименование измеряемой величины

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке

Обозначение, тип

Заводской номер

КРУП-10 кВ ф.МП

ИК№ 1

ТТ

Ктт= 100/5 КТ=0,5 № 15128-03

А

ТОЛ-10-1-У 2

№ 9567

2000

Ток первичный, Г

В

-

-

С

ТОЛ-Ю-1-У2

№ 3462

TH

Ктн- 10000/100 КТ 0,5 № 16687-02

А

В

С

НАМИТ-10-2УХЛ2

№ 0608

Напряжение первичное, Ui

Счетчик

Ксч=1 KT=0,5S/l,0 и=юо/д/зв

1=5А №31857-06

A1805RAL-P-4GDW-3

№01163314

Ток вторичный, Г Напряжение вторичное, и2

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

Продолжение таблицы 1

Канал измерений

Средство измерений

Ктт -Ктн -Кеч

Наименование измеряемой величины

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения Номер ИК

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверки

Обозначение, тип

Заводской номер

КРУН-ЮкВ ф.М32

ИК №2

ТТ

Ктт= 300/5 КТ-0,5 № 9143-06

А

ТЛК-10-5

№ 07036

0009

Ток первичный, К

В

-

-

С

ТЛК-10-5

№ 07053

TH

Ктн= 10000/100 КТ 0,5 №16687-02

А В

С

НАМИТ-10-

2УХЛ2

№ 0608

Напряжение первичное, Ui

Счетчик

Ксч=1 KT=0,5S/l,0 и=100Л/ЗВ 1=5А №31857-06

A1805RAL-P-4GDW-3

№01163315

Ток вторичный, 1г Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

КРУН-ЮкВ ф.МЗ

ИК№3

ТТ

Ктт= 300/5 КТ=0,5 № 9143-06

А

ТОЛ-10-6-УЗ

№01519

I              6000

Ток первичный, I]

В

-

-

С

ТОЛ-10-6-УЗ

№01398

TH

Ктн= 10000/100 КТ 0,5 № 16687-02

А В

С

НАМИТ-10-2УХЛ2

№ 0608

Напряжение первичное, U i

Счетчик

Ксч=1 KT=0,5S/l,0 и=100Л/ЗВ 1=5А ______№31857-06______

A1805RAL-P-4GDW-3

№01163318

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время      __

Продолжение таблицы 1

Канал измерений

Средство измерений

Ктт -Ктн -Кеч

Наименование измеряемой величины

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения Номер ИК

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверки

Обозначение, тип

Заводской номер

КРУН-ЮкВ ф.М4

ИК №4

ТТ

Ктт= 20/5 КТ=0,5 № 9143-06

А

ТЛК-10-5

№06951

о о

Ток первичный, Г

В

-

-

С

ТЛК-10-5

№ 06970

TH

Ктн= 10000/100 КТ 0,5 № 16687-02

А

НАМИТ-10-2УХЛ2

№ 1797

Напряжение первичное, Ui

В

С

Счетчик

Ксч=1 KT=0,5S/l,0 и=юо/д/зв 1=5А №31857-06

A1805RAL-P-4GDW-3

№01163312

Ток вторичный, Г Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

КРУН-ЮкВ ф.М8

ИК №5

ТТ

Ктт= 150/5 КТ=0,5 № 15128-03

А

ТОЛ-10-1-У 2

№ 6488

о о о СП

Ток первичный, Г

В

-

-

С

ТОЛ-10-1-У 2

№ 7058

TH

Ктн= 10000/100 КТ 0,5 № 16687-02

А

НАМИТ-10-2УХЛ2

№ 1797

Напряжение первичное, Ui

В

С

Счетчик

Ксч=1 KT=0,5S/l,0 и=юо/л/зв

1=5А №31857-06

A1805RAL-P-4GDW-3

№01163310

Ток вторичный, Г Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

Продолжение таблицы 1

Канал измерений

Средство измерений

Ктт -Ктн "Кеч

Наименование измеряемой величины

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения Номер ИК

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверки

Обозначение, тип

Заводской номер

КРУН-10 кВ ф.М34

ИК №6

ТТ

Ктт= 300/5 КТ=0,5 № 15128-03

А

ТОЛ-Ю-1-У2

№ 6326

0009

Ток первичный, Ii

В

-

-

С

ТОЛ-Ю-1-У2

№ 5490

TH

Ктн= 10000/100 КТ 0,5 № 16687-02

А

В

Н АМИТ-10-2УХЛ2

№ 1772

Напряжение первичное, Ui

С

Счетчик

Ксч=1 KT=0,5S/l,0 U=100A/3B

1=5А №31857-06

A1805RAL-P-4GDW-3

№01163317

Ток вторичный, 12

Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

КРУН-10 кВ ф.МЗб

ИК №7

ТТ

Ктт= 300/5 КТ=0,5 № 9143-06

А

ТЛК-10-6УЗ

№01823

0009

Ток первичный, Ii

В

-

-

С

ТЛК-10-6УЗ

№01847

TH

Ктн= 10000/100 КТ 0,5 № 16687-02

А

В

НАМИТ-10-2УХЛ2

№ 1772

Напряжение первичное, Ui

С

Счетчик

Ксч=1 KT=0,5S/l,0 и=юол/зв

1=5А №31857-06

A1805RAL-P-4GDW-3

№01163316

Ток вторичный, 12

Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

Продолжение таблицы 1

Канал измерений

Средство измерений

Ктт -Ктн -Кеч

Наименование измеряемой величины

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения Номер ИК

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверки

Обозначение, тип

Заводской номер

КРУН-ЮкВ ф.М37

ИК №8

ТТ

Ктт= 300/5 КТ=0,5 № 9143-06

А

ТЛК-10-6УЗ

№01789

0009

Ток первичный, Г

В

-

-

С

ТЛК-10-6УЗ

№01812

TH

Ктн= 10000/100 КТ 0,5 № 16687-02

А

В

С

НАМИТ-10-

2УХЛ2

№ 1772

Напряжение первичное, Ui

Счетчик

Ксч=1 KT=0,5S/l,0 и=100Л/ЗВ 1=5А №31857-06

A1805RAL-P-4GDW-3

№01163311

Ток вторичный, Г Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

ТП-14 ф.ПМ2

ИК №9

.......

ТТ

Ктт= 20/5 КТ=0,5 №9143-06

А

ТЛК-10-5

№ 07035

о о

Ток первичный, Г

В

-

-

С

ТЛК-10-5

№ 07037

TH

Ктн= 10000/100 КТ 0,5 №831-69

А

В

С

НТМИ-10

№469

Напряжение первичное, Ui

Счетчик

Ксч=1 KT=0,5S/l,0 и=1оол/зв

1=5А №31857-06

A1805RAL-P-4GDW-3

№01163313

Ток вторичный, Н Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

Продолжение таблицы 1

Канал измерений

Средство измерений

Ктт *Ктн -Кеч

Наименование измеряемой величины

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения Номер ИК

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверки

Обозначение, тип

Заводской номер

ТП-5 ф.М38

ИК№ 10

ТТ

Ктг- 20/5 КТ=0,5 № 9143-06

А

ТЛК-10-5

№ 06942

о о ■'Т

Ток первичный, К

В

-

-

С

ТЛК-10-5

№ 06943

TH

Ктн= 10000/100 КТ 0,5 № 343-69

А

НОМИ-10

№ 1442

Напряжение первичное, Ui

В

НОМИ-10

№523

С

-

Счетчик

Ксч=1 KT=0,5S/l,0 и=юо/л/зв

I-5A №31857-06

A1805RAL-P-4GDW-3

№01163309

Ток вторичный, 1г Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

ТП-5

0,4кВ ИЭСК

ИК№ 11

ТТ

Ктт=100/5

КТ=0,5 №31857-06

А

Т-0,66

№ 093739

о

Ток первичный, Г

В

Т-0,66

№ 093732

С

Т-0,66

№ 093736

TH

-

А

-

-

Напряжение первичное, Ui

В

-

-

С

-

-

Счетчик

Ксч=1 KT=0,5S/l,0 и=100Л/ЗВ 1=5А №31857-06

A1805RAL-P-4GDW-4

№01163308

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

Технические характеристики

Основными метрологическими характеристиками АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» являются доверительные границы интервала основной относительной погрешности измерения 30-минутных приращений активной (реактивной) электроэнергии и границы интервала относительной погрешности в рабочих условиях, для вероятности 0,95, вычисляемые по формуле:

s„ =±1,175,2    + 5? +5? + 5?, + 62хт + S2„ +l(Si, +<_„ +^_z +Л.«)%,

где 8i - предел допускаемой относительной токовой погрешности ТТ, % ;

8у - предел допускаемой относительной погрешности напряжения TH, % ;

Зе - наибольшее по абсолютной величине значение относительной погрешности, обусловленной угловыми погрешностями ТТ и TH в режиме измерения активной (реактивной) электроэнергии, % ;

Зл - относительная погрешность обусловленная потерями напряжения в линии присоединения TH и счётчика, % ;

Зсч - предел допускаемой основной относительной погрешности счетчика в режиме измерения активной (реактивной) электроэнергии;

йуспд - предел допускаемой относительной погрешности УСПД, %;

5Кв - предел допускаемой относительной погрешности измерения календарного времени, % ;

Зд_( - дополнительная погрешность счётчика, вызванная отклонением температуры окружающей среды от нормального значения (20 °C), % ;

8д_и - дополнительная погрешность счётчика, вызванная отклонением напряжения от номинального в измерительной цепи счётчика, % ;

8д_г - дополнительная погрешность счётчика, вызванная отклонением частоты от номинального значения (50 Гц), в измерительной цепи счётчика, % ;

Зд_н - дополнительная погрешность счётчика, вызванная влиянием внешнего магнитного поля, создаваемого током частоты, одинаковой с частотой подаваемого на счётчик напряжения , % .

Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «ЮГ»

Номер

ИК

Наименование характеристики

Значение

1

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

при коэффициенте мощности

cos (p 1,0

cos ф 0,9ищ

cos (р 0,8ИНд

COS ф 0,5инд

- в диапазоне тока 0,05-1Ном1 < Г < 0,2-1Ном1

±1,7

±2,3

±2,8

±5,4

- в диапазоне тока 0,2-1НОм1 < Г < 1,0-1НОм1

±1,0

±1,2

±1,5

±2,7

- в диапазоне тока 1,0-1НОм1 < Ii < l,2 IH0Mi

±0,8

±0,9

±1,1

±1,9

количества реактивной электрической энергии, %

при коэффициенте мощности

sin ф 0,6инд

sin ф 0,9инд

- в диапазоне тока 0,05-1Ном1 < Ii < 0,2-1Ном1

±4,6

±2,8

- в диапазоне тока 0,2-1НОм1 < 11 < 1,0-1НОм1

±2,4

±1,6

- в диапазоне тока 1,0-1НОм1 < Ii < 1,2-1НОм1

±1,8

±1,3

1

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений, в рабочих условиях применения при доверительной вероятности Р = 0,95

количества активной электрической энергии , %

при коэффициенте мощности

cos ф 1,0

COS (р 0,9инд

COS ф 0?8ицд

cos ф 0,5инд

- в диапазоне тока 0,05-1Ном1 < Ii < 0,2 IHOMi

±1,9

±2,4

±3,0

±5,5

- в диапазоне тока 0,2-1НОм1 < Ii < 1,0-1НОм1

±1,2

±1,5

±1,7

±3,0

- в диапазоне тока 1,0 IHOMi < Г < 1,21НОм1

±1,0

±1,2

±1,4

±2,2

количества реактивной электрической энергии, %

при коэффициенте мощности

sin ф 0,6инд

sin ф 0,9инд

- в диапазоне тока 0,05-1НОм1 < Ii < 0,2-1НОм1

±4,9

±3,2

- в диапазоне тока 0,2-1НОм1 < Ii < 1,0-IHOMi

±2,7

±2,0

- в диапазоне тока 1,0-1НОм1 < 11 < 1,2 IH0Mi

±2,1

±1,7

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения текущего времени и интервалов времени не превышают ±5с

Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети :

- напряжение................................................................................................(0,98 - 1,02)UHOM;

- ток ....................................................................................................................(°,05   Г2)1ноМ;

- частота питающей сети, Гц...................................................................(50 ± 0,15);

- коэффициент мощности cos ф...........................................0,5ивд-Ч,0;

где - UH0M, Гом - номинальное первичное напряжение, ток

- температура:.............................................................от -20°С до +50 С (для TH и ТТ);

............................................................от +15°С до +25°C (для счетчиков);

..................................................................от +15°С до +25°С (для ИВК);

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

- атмосферное давление.................................................................(750+30) мм рт.ст.;

- индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл.........................................0,05;

Рабочие условия эксплуатации:

Параметры сети :

- напряжение ....................................................................................................(0,9 + 1,1)UHOM;

- ток:.................................................................................................................(0,05 +1,2)1Н0М ;

- частота питающей сети, Гц...................................................................(50 ± 0,15);

- коэффициент мощности cos ф.................................................................0,5инд-ь1,0;

- температура:           ....................................................от 0°С до 40°С для счётчиков

...................от -30°С до 50°С для ТТ и TH

...........................................................от 10°С до 35°С для ИВК и УСПД

- относительная влажность воздуха.................................................................(80+5) %

- атмосферное давление....................................................................(750+30) мм рт.ст

- индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл не более...........................0,05.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч среднее время восстановления работоспособности tB = 0,5 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 60000 ч среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.

Средний срок службы АИИС КУЭ ОАО «ЮГ»                            10 лет.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии по телефонной сети общего пользования.

Регистрация событий:

в журнале событий счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

в журнале УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД.

Защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;

- при отключении питания - не менее 3,5 лет;

У СПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток (функция автоматизирована), сохранение информации при отключении питания - не менее 3,5 лет;

ИВК - глубина хранения информации при отключении питания - не менее 5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии АНИС КУЭ ОАО «ЮГ».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «НИЖНОВАТОМЭНЕРГОСБЫТ» для электроснабжения ОАО «ЮГ». Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Краснодарский ЦСМ» в ноябре 2007 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ-по ГОСТ 8.217;

- TH - по ГОСТ 8.216 и/или по МИ 2845, МИ 2925;

- электросчётчики « Альфа А1800»- по «Методике поверки счётчиков трёхфазных Альфа-1800», утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006г.;

- УСПД RTU 325,- по методике поверки «Комплексы аппаратно-программных средств для учёта электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003г.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 22261 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия», ГОСТ Р 8.596 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

РД 34.11.114 «Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные метрологические характеристики. Общие требования. — М.: РАО «ЕЭС России»

Регламент НП АТС Приложение № 11.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Заключение

Тип «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «НИЖНОВАТОМЭНЕРГОСБЫТ» для электроснабжения ОАО «ЮГ»» утверждён с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.

Развернуть полное описание