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.
