Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Сбытовая компания Энергоресурс" Нет данных. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Сбытовая компания Энергоресурс" Нет данных

Основные
Тип Нет данных
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 3317 от 11.07.11 п.18
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43158
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 22261-94
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Сбытовая компания Энергоресурс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности), потребляемой на собственные нужды ТЦ «Московский Проспект» и ТРК «Град», г. Воронеж., а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС» и др. (далее - внешние пользователи).

Описание

Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении электроэнергии (мощности) косвенным методом посредством сложного измерительного канала АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводной связи поступает на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (основной - Ethernet; резервный - GSM) вышестоящим и внешним пользователям (ОАО «АТС», СО-СДУ ЕЭС и др.). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.

Умножение на коэффициенты трансформации - в сервере

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. В таблице 1 приведены перечни функций и задач, выполняемых АИИС КУЭ

Таблица 1 - Перечень функций выполняемых АИИС КУЭ, периодичность их выполнения:

Наименование функции

Наименование задачи

Период выполнения функции

1

2

3

Уровень измерительно-информационного комплекса точки учета (ИИК ТУ)

Самодиагностика счетчика

Проверка функционирования

Циклическая, непрерывная

1

2

3

Автоматическое измерение физических величин

Формирование профиля нагрузки с получасовым интервалом, сохранность информации при пропадании питания

30 мин

Измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии

Автоматическое архивирование получасовых приращений активной и реактивной энергии с привязкой к календарному времени в энергонезависимой памяти

30 мин

Коррекция времени счетчика

Обеспечение единого календарного времени в системе

Один раз в сутки, от СОЕВ

Контроль несанкционированного доступа, изменения параметров, даты и времени, пропадания питания, выхода за пределы допусков нормируемых величин

Ведение «Журнала событий»

Непрерывно, по факту события Доступ к измеренным данным и «Журналам         событий»

Уровень измерительно-вычислительного комплекса с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ)

Чтение коммерческих и служебных данных счетчика

Чтение коммерческих и служебных данных счетчика

Автоматически, по расписанию или запросу ИВК ИВКЭ

Конфигурирование и параметрирова-ние системы и сервера

Описание в СПО конфигурации АИИС КУЭ:

-параметров        ИИК        ТУ

(измерительных каналов), - протоколов доступа к счетчикам;

- протоколов выдачи информации на верхние уровни.

Однократно, при проведении пуско-наладочных работ (ПНР)

Ведение «Журнала событий» сервера

Ведение журнала событий счетчиков Коррекция времени сервера Пропадание напряжения в сервере Фиксация изменения настроечной информации в «Журнале событий» сервера

1 раз в 30 мин.

1 раз в 30 мин.

Непрерывно, по факту события.

Формирование аппаратной и программной защиты от несанкционированного доступа

Предотвращение несанкционированного доступа и искажения информации

Однократно, при проведение ПНР. Проверка периодически

Автоматический сбор данных о состоянии средств измерений

Контроль состояния средств измерений чтение «Журналов событий» ИИК ТУ

Раз в сутки, раз в 30 мин., или по запросу со стороны энергосбытовой компании, ОАО «АТС», РДУ СО-ЦДУ

Приведение результатов измерений к именованным величинам

Обработка результатов измерений при поступлении новых данных

Непрерывно

Обеспечение сохранности результатов измерений

Доступ к результатам измерений. Архивирование результатов измерений в энергонезависимой памяти

При поступлении новых данных

Доступ к данным о состоянии средств измерений

Передача данных о состоянии средств измерений

Раз в сутки, раз в 30 мин., или по запросу со стороны энергосбытовой компании, ОАО «АТС», РДУ СО-ЦДУ

Обеспечение единого календарного времени в системе

Синхронизация времени счетчиков, ИВК с функциями ИВКЭ и АРМ.

Не реже 1 раз в сутки

Не реже 1 раз в 30 минут

Проверка наличия коррекции времени счетчика

Контроль за работоспособностью СОЕВ

1 раз в сутки

Резервирование баз данных

Сохранность информации

1 раз в сутки

Восстановление данных

Повторным запуском программы «Эн-форс Энергия+», после восстановления связи со счетчика

При отсутствии данных

Довосстановление данных

Довосстановление данных с резервных баз, непосредственно со счетчика

При отсутствии данных

Обеспечение информационного обмена с внешними системами.

Передача данных

В соответствии с Соглашением об информационном обмене

1

2

3

Формирование и передача отчетов в формате ОАО «АТС» результатов измерений

Формирование макетов с электронной цифровой подписью

В соответствии с регламентом реализуется сбытовой компанией

Формирование и передача отчетов в формате ОАО «АТС» данных о состоянии средств измерений

Формирование информации для передачи документов в виде макета 80020 в формате XML с электронной цифровой подписью

В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией

Предоставление данных коммерческого учета электроэнергии смежным субъектам ОРЭ за сутки (месяц)

Формирование макетов с электронной цифровой подписью

В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией

Контроль состояния средств измерений смежным субъектом ОРЭ

Контроль состояния средств измерений смежным субъектом ОРЭ

В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией

Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу информации в визуальной форме отображения, печатной форме, форме электронного документа

Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу информации в визуальной форме отображения, печатной форме, форме электронного документа

По запросу и автоматически

Расчет учетных показателей

Приведение данных точек измерения к данным точек учета

Автоматически раз в 30 минут или по запросу

Учет потерь электроэнергии от точки измерения до точки учета

Формирование учетного показателя или формирование потерь

Автоматически раз в 30 минут или по запросу

АИИС КУЭ состоит из 2 уровней.

1-йуровень - уровень ИИК ТУ (5 экз.) содержит в своем составе:

• Измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПОЛ-10, по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5.

• Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) типа НТМИ-6-66, ЗНОЛ.06-10УЗ по ГОСТ 1983-2001 КТ 0,5.

• Счетчики электроэнергии (счетчики) многофункциональные микропроцессорные с цифровыми выходными интерфейсами и оптическим портом по ГОСТ Р 52323-2005 (активная энергия) и ГОСТ Р 52425-2005 (реактивная энергия) типа ПСЧ-4ТМ.05М; КТ 0,5S/1,0.

• Вторичные цепи.

• Каналы связи со 2 уровнем - Ethernet (основной) и GSM (резервный).

2-й уровень - ИВК с функциями ИВКЭ содержит в своем составе:

• Сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении.

• Технические средства приёма-передачи данных:

- блок синхронизации и связи КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355;

- модемы (GSM).

• Каналы связи:

- между ИВК и внешними пользователями - выделенный канал связи до сети провайдера Интернет (основной канал) и телефонная сеть общего пользования (резервный);

• Источник бесперебойного питания (АРС Smart UPS 1000 VA).

• Технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа.

• АРМ диспетчера, пользователей (1 экз).

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) состоит из блока синхронизации времени счетчиков КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355. Блок КСС-11 предназначен для согласования работы интерфейсов RS-232C; RS-485 и преобразования сигнала со спутникового приемника в протокол широковещательного запроса на синхронизацию времени счетчиков. Блок КСС-11 производит коррекцию времени счетчиков 1 раз в сутки. Условием корректировки времени в счетчиках служит прием блоком КСС-11 сигналов точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки времени в счетчиках в течение текущих суток. Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ (сервере) производится от счетчика каждые 30 минут. От таймера сервера в автоматическом режиме производится периодическая подстройка таймеров АРМ АИИС КУЭ. Периодичность и алгоритм коррекции выбраны таким образом, чтобы не вносить дополнительных неучтённых погрешностей в первичные измерения и обеспечить при этом погрешность измерения времени в электросчётчиках не более ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) входят:

- ОС Microsoft Windows NT/2000/XP/2003 server;

- специализированное ПО «Энфорс АСКУЭ», содержащее программные модули: администратор; администратор отчетов; ручная обработка данных; диспетчерский контроль информации; контроль коррекции времени; ручное редактирование данных; формирование отчетных документов и информационного обмена с субъектами ОРЭ: ИАСУ КУ ОАО «АТС»; «СО-ЦДУ ЕЭС» и др.

- ПО счетчика «Конфигуратор СЭТ-4ТМ».

ПО имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.

В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: механическая и программная защита - установка паролей на счетчики, сервер.

Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика. Все электронные компоненты сервера установлены в пломбируемом отсеке. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.

ПО не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

В таблице 2 приведены идентификационные данные программного обеспечения

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование ПО

Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО)

Наименование файла

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

6

ПО «Энфорс АСКУЭ»

Модуль настройки подключения к серверу Oracle (стандартный каталог для всех модулей C:\Program

Files\Enforce\ASKUE)

Enflogon.exe

2.2

8031 cd96685d9f4520ecd305

24926615

MD5

Модуль администратора

Enfadmin.exe

377803f2e96dba9898bfe327 d9789335

Модуль оперативного контроля

NewOpcon.exe

529c82a8291448fadbdccb95 c798980f

New_Graph_KWH. exe

9b2c31894ed10f3fcc10b7e1

7571f5ef

Модуль формирования отчетов

Newreports.exe

f20b84d68b746d86eed0c616 559a243a

Модуль просмотра журнала событий

Ev_viewer.exe

6ffc968e91e9e1c7403c1f9d0

330b581

Модуль ручной обработки данных

Dataproc.exe

a4ce90df6670eb7e4e1d7bf9 67a06408

Модуль ручного и автоматического ввода данных

NewMEdit.exe

1501f339387795004a10806d

206a644a

Модуль «Экспорт данных в Excel»

Exporttoexcel_2000 .exe

a9cbafe9db13d4675fa53d84 eee8a7d2

Модуль экспорта-импорта данных в формате АСКП

Enf_askp.exe

669d314c58f0dfc5fb53cbcea

4be4728

Модуль формирования и отправки актов перетоков электроэнергии (макет 51070 XML)

M51070.exe

3ee890765e235c753ab6574c bb97b86a

Модуль формирования и отправки макетов 80020 в НП АТС

M80020.exe

c8b832b44775e9d8cea57278

56e36e75

Модуль формирования и отправки макетов 80040 и 80050

M80050.exe

d9a4baa53c60dfb38faa0d47 194285a6

Модуль загрузки данных из текстовых файлов

Loaddatafromtxt.ex e

d49dee509652478b8527f8ce

59fcc1bd

Модуль анализа синхронизации времени в счетчиках

SyncMon.exe

5ee228799f2f3f78bff449cea abffa55

ПО «Энфорс Энергия 2+»

Модуль Администратора

ADMIN2.EXE

2.0

62a8ca0dd97f52186845371 c d780d531

Модуль сбора данных «Сборщик Энергия 2+»

COLLECTOR_OR

ACLE.EXE

89f505e46eda4a7474078891 e829e0c9

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Перечень измерительных каналов АИИС КУЭ и их состав

| Канал измерений |                     Средство измерений                      | Ктт | Наименование

Канал измерений

Средство измерений

№ ИК

Наименование объекта учета диспетчерское наименование присоединена

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

1

2

3

4

5

6

7

РП-1 6 кВ ТЦ «Московский Проспект» Ввод 1

ТТ

КТтт 0,5; Ктт=600/5 № 1261-02

А

ТПОЛ 10

877

7200

Ток первичный, I1

С

ТПОЛ 10

890

ТН

КТтн 0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70

сто

НТМИ-6-66

612

Напряжение первичное, U1

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч=1 № 27779-04 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)л

ПСЧ-4ТМ.05.12

0318088393

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

сч

РП-1 6 кВ ТЦ «Московский Проспект» Ввод 2

ТТ

КТтт 0,5; Ктт=600/5 № 1261-02

А

ТПОЛ 10

940

7200

Ток первичный, I1

С

ТПОЛ 10

941

ТН

КТтн 0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70

сто

НТМИ-6-66

3985

Напряжение первичное, U1

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч=1 № 27779-04 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)л

ПСЧ-4ТМ.05.12

0310070835

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

Г-)

ч о м m

I См

Н

Ё См

ТТ

КТтт 0,5; Ктт=1000/5 № 1261-02

А

ТПОЛ 10

10510

20000

Ток первичный, I1

С

ТПОЛ 10

10505

ТН

КТтн 0,5

Ктн (10000 \3) (100 \3) № 3344-04

А

ЗНОЛ.06

621

Напряжение первичное, U1

В

ЗНОЛ.06

624

С

ЗНОЛ.06

627

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч=1 № 27779-04 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)л

ПСЧ-4ТМ.05.12

0318088769

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

РП-2 10 кВ ТРК «ГРАД» Ввод 2

ТТ

КТтт 0,5; Ктт=1000/5 № 1261-02

А

ТПОЛ 10

10507

20000

Ток первичный, I1

С

ТПОЛ 10

10663

ТН

КТтн 0,5

Ктн (10000 \3) (100 \3) № 3344-04

А

ЗНОЛ.06

571

Напряжение первичное, U1

В

ЗНОЛ.06

579

С

ЗНОЛ.06

605

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч=1 № 27779-04 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)л

ПСЧ-4ТМ.05.12

0312074028

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

РП-2 10 кВ ТРК «ГРАД» Ввод 3

ТТ

КТтт 0,5;

Ктт=150/5

№ 1261-02

А

ТПОЛ 10

887

3000

Ток первичный, I1

С

ТПОЛ 10

946

ТН

КТтн 0,5

Ктн (10000 \3) (100 \3) № 3344-04

А

ЗНОЛ.06

621

Напряжение первичное, U1

В

ЗНОЛ.06

624

С

ЗНОЛ.06

627

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч=1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)л

ПСЧ-4ТМ.05.12

0612092955

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

Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3. Замена оформляется

лист № 7

всего листов 11 актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть

В таблице 4 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95.

Таблица 4- Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Границы интервала относительной погрешности измерений активной электроэнергии, соответствующие Р=0,95, % (8 wp ,%)

№ ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos ф

5 %< I/In1<20% WP 5 %< W P2 <W P 20 %

20%<I/In<100%

WP20 % <WP<WP100 %

100%< I/In<120%

WP100 % <WP< WP120 %

1-5

0,5

0,5

0,5s

1,0

±2,3

±1,5

±1,3

0,8

±3,2

±2,0

±1,7

0,5

±5,7

±3,3

±2,7

Границы интервала относительной погрешности измерений реактивной электроэнергии, соответствующие Р=0,95, % (8 WQ, %)

№ ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos ф (sin ф)

5%<I/In<20%

WQ 5 % <WQ< WQ 20 %

20%<I/In<100%

WQ 20 % <W Q<W Q 100 %

100%< I/In<120%

WQ 100 % <WQ< WQ120 %

1-5

0,5

0,5

1,0

0,8(0,6)

±4,8

±3,2

±2,8

0,5(0,87)

±3,1

±2,6

±2,4

Границы интервала относительной погрешности измерений средней активной мощности, соответствующие Р=0,95, %

№ ИК

КТТТ

КТтн

КТсч

Значение cos ф

5 %< I/In<20%

WP 5 %< W P<W P 20 %

20%<I/In<100%

WP20 % <WP<WP100 %

100%< I/In<120%

WP100 % <WP< WP120 %

1-5

0,5

0,5

0,5s

1,0

±2,3

±1,5

±1,3

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут         ± 5

Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

• трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003, ГОСТ 7746-2001 и ЭД;

• трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-88, ГОСТ 1983-2001 и ЭД;

• счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД .

Таблица 5 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ

Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин

Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала

Компоненты ИК АИИС КУЭ

Счетчики

ТТ

ТН

Сила переменного тока, А

I2 мин — I2 макс

11мин — 1,2 11ном

_

Напряжение переменного тока, В

0,9 U2ном - 1,1 U2ном

_

0,9 U1 ном - 1,1 U1 ном

Коэффициент мощности (cos ф)

0,5 инд - 1,0 - 0,8 емк

0,8 инд. - 1,0

0,8 инд - 1,0

Частота, Г ц

47,5 - 52,5

47,5 - 52,5

47,5 - 52,5

Температура окружающего воздуха, °С

-По ЭД

- Реальные

От минус 40 до плюс 60

От минус 5 до плюс 35

От минус 50 до плюс 45

От минус 5 до плюс 35

От минус 50 до плюс 45

От минус 5 до плюс 35

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл

Не более 0,5

_

_

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cos% =0,8 инд)

_

0,25 S 2ном - 1,0S 2ном

_

Мощность нагрузки ТН (при ^ф2 =0,8 инд)

_

_

0,25 Sном - 1,0 Sном

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Для трансформаторов тока:

• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

Для трансформаторов напряжения:

• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

1 I/In - значение тока нагрузки в % от номинального

2 WP5 %(WQ5) -WP120 %(WQ120 %) - значения активной (реактивной) электроэнергии при I/In от 5 до 120%

Для счётчиков электроэнергии:

• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;

• срок службы, не менее 30 лет

Для сервера:

• коэффициент готовности не менее 0,99,

• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Для СОЕВ:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;

• блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет

Для каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.;

• среднее время наработки па отказ не менее 35000 ч.

Для каналов передачи данных:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• скорость передачи данных 9600 бит/с.

Для блока синхронизации часов реального времени (КСС-11):

• среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;

• срок службы, не менее 25 лет

Надежность системных решений:

• резервирование питания счетчика;

• наличие резервного сервера с резервной базой данных;

• резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событии: в журнале событий счётчика:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в счетчике

Регистрация событии: в журнале событий сервера:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в сервере.

Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;

• электросчётчика;

• промежуточных клеммников вторичных цепей;

• сервера

Защита информации на программном уровне:

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

• установка пароля на счетчик;

• установка пароля на сервере;

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется в соответствии с таблицей 3.

В комплект поставки входит техническая документация: формуляр и методика поверки.

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Сбытовая компания Энергоресурс». Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в 2011 г., входит в комплект документации на систему.

Таблица 6-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС КУЭ

Наименование эталонов, вспомогательных СИ

Тип

Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ)

Цель использования

1

2

3

4

1.Термометр

ТП 22

ЦД 1 °С в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °С

Контроль температуры окружающей среды

2. Барометр-анероид

БАММ 1

Атм. давление 80-106 кПа

Отн. погрешность ± 5%

Контроль атмосферного давления

3. Психрометр

М-4М

КТ 2,0

Контроль относительной влажности

4 Миллитесламетр

МПМ-2

ПГ 7,5 %

Измерение напряженности магнитного поля

5.Измеритель показателей качества электрической

Ресурс-UF2M

КТ 0,2 (напряжение гармоник)

Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97

1

2

3

4

энергии

6.Вольтамперфазометр

ПАРМА ВАФ-Т

КТ 0,5

Напряжение 0-460 В

Ток 0-6 А

Частота 45-65 Гц

Фазовый угол от минус180 до 180 град.

Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током

7. Прибор сравнения

КНТ-03

1,999 ВА;

19,99 ВА;

199,9 ВА

ПГ ±0,003 ВА

ПГ ±0,03 ВА

ПГ ±0,3 ВА

Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ

8. Радиочасы

МИР РЧ-01

Использование сигнала точного времени

9. Секундомер

СОСпр-1

0-30 мин., ЦД 0,1 с

При определении погрешности хода системных часов

Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ

Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 28452003, МИ 2925-2005 и (или) по ГОСТ 8.216-88.

Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.

Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М по методике поверки (ИЛГШ.411152.146 РЭ1), согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

Сведения о методах измерений

Методика измерений содержится в документе «Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Сбытовая компания Энергоресурс». Методика измерений аттестована ФГУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 28/12-01.00272-2011 от 20.04.2011 г.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 "Метрологическое обеспечение измерительных систем".

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 Статические счетчики активной энергии классов 0,2s и 0,5s.

ГОСТ Р 52325-2005 Статические счетчики реактивной энергии

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

МИ 2439-97 ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принципы регламентации, определения и контроля.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание