Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО "РАСКО" "Воронежский стеклотарный завод"
| Номер в ГРСИ РФ: | 40959-09 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергоучет", г.Воронеж |
| 40959-09: Описание типа СИ | Скачать | 242.2 КБ |
Для эффективного автоматизированного коммерческого учета электроэнергии (мощности) в Филиале ООО "РАСКО" "Воронежский стеклотарный завод", а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО "АТС", "СО-ЦДУ "ЕЭС".
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 40959-09 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО "РАСКО" "Воронежский стеклотарный завод" |
| Технические условия на выпуск | проект.документация ООО |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2009 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ Воронежского ЦСМ |
| Адрес центра | 394018, г.Воронеж, ул.Станкевича, 2 |
| Руководитель центра | Гуров Павел Алексеевич |
| Телефон | (8*073*2) 55-06-12 |
| Факс | 52-01-35 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 35690 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 08д от 16.07.09 п.161 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергоучет", г.Воронеж
Россия
394007, ул.Ленинградская, 26а, 84, Тел. (4732) 20-46-01, 42-89-81, 394007, ул.Димитрова, д.2А, оф.5, тел. (473)242-89-81
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП ГЦИ СИ ФГУ "Воронежский ЦСМ" |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 40959-09: Описание типа СИ | Скачать | 242.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для эффективного автоматизированного коммерческого учета электроэнергии (мощности) в Филиале ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС».
Описание
Функции АИИС КУЭ. АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Таблица 1 - Перечень функций выполняемых АИИС КУЭ, периодичность их выполнения:____
|
Наименование функции |
Наименование задачи |
Период выполнения функции |
|
1 |
2 |
3 |
|
Уровень измерительно-информационной точки учета (ИИК ТУ) | ||
|
Самодиагностика счетчика |
Проверка функционирования |
Циклическая, непрерывная |
|
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 параметрирование системы и сервера |
Описание в СПО конфигурации АИИС КУЭ: -параметров ИИК ТУ (измерительных каналов), |
Однократно, при проведении пуско-наладочных работ (ПНР) |
|
1 |
2 |
3 |
|
- протоколов доступа к счетчикам; - протоколов выдачи информации на верхние уровни. | ||
|
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 «Энфорс 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 |
|
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 |
Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. 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.
В цифровом виде измеренная в счетчике информация по каналам радиосвязи передается на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (ГТС коммутируемый и Интернет) вышестоящим пользователям (сбытовая компания - поставщик электроэнергии, ИАСУ КУ ОАО «АТС», филиал ОАО «МРСК Центра» - «Воронежэнерго», «СО-ЦДУ ЕЭС» Воронежское РДУ, ОАО «Воронежская энергосбытовая компания»). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по ИИК ТУ. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.
Состав измерительных каналов. АИИС КУЭ состоит из 2 уровней.
1-й уровень - уровень 4 измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) содержит в своем составе:
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) типов ТПОЛ-10 и ТПЛ-10 по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5;
• измерительные трансформаторы напряжения (TH) типов НТМИ-6-66 и НТМИ-6 по ГОСТ 19832001 КТ 0,5;
• вторичные цепи;
• многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровым выходным интерфейсом RS-485 (счетчики) по ГОСТ 30206-94 (активная энергия) и ГОСТ 26035-83 (реактивная энергия) типов СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5s/0,5 и ПСЧ-4ТМ.05.12 КТ 0,5s/l,0;
• технические средства приёма-передачи данных на 2 уровень - радиомодем «Спектр-33»;
• преобразователь-коммутатор ПР 4-4 для согласования работы интерфейсов RS-232C, RS-485;
• систему обеспечения единого времени (СОЕВ) - блок синхронизации времени счетчика БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) содержит в своем составе:
• сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении на основе аппаратных средств - сервер HP ProLiant ML350R05 Х5140 (2.13GHz-lx4MB) Dual Core IP, 1GB, 120GB HP-SATA 2.5 ETY ly WTY;
• источник бесперебойного питания Ippon Smart Power Pro 1000 VA;
• технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа.
• АРМы диспетчера, пользователей;
• технические средства приёма-передачи данных от ИИК ТУ в ИВК с функциями ИВКЭ (радиомодем «Спектр-33»), обмен данными с внешними пользователями- потребителями информации обеспечивается в автоматическом режиме через коммутируемый канал телефонной ГТС и On Line Internet канал (модемы ZyXEL OMNI, ZyXEL ADSL2+).
Программные средства:
• ОС Microsoft Windows/server 2003;
• программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ» (версия 2.2 НСЛГ.466645.018 ПА), содержащее программные модули: Модуль администратора; Модуль администратора отчетов; Модуль ручной обработки данных; Модули диспетчерского контроля информации АСКУЭ; Модуль ручного ввода (редактирования) данных; Модуль экспорта-импорта данных в формате АСКП; Модуль формирования и отправки актов перетоков электроэнергии (макет 51070) в ЗАО «ЦДР ФОРЭМ»; Модуль формирования и отправки макетов 80020 в ОАО «АТС»; Модуль контроля доставки в ОАО «АТС» макетов 80020; Модуль генерации отчетных форм; Модуль загрузки данных из текстовых файлов «Конфигуратора СЭТ-4ТМ»; Модуль контроля коррекции времени в ИИК.
• ПО «Энфорс Энергия+» (версия 1.6.9 НСЛГ.4666445.018 И4) для сбора коммерческой информации со счетчиков (программа «Collector»);
• ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» для настройки счетчиков.
Организация системного времени. СОЕВ обеспечивает непрерывный прием сигналов точного времени от глобальной спутниковой системы GPS с помощью блока синхронизации времени счетчика БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355. Коррекция времени в счетчиках осуществляется блоком БСЧРВ-011 один раз в сутки с точностью ±2 с/сут. Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ и АРМах - каждые полчаса с точностью ±2 с/сут. Источником точного времени для ИВК с функциями ИВКЭ является счетчик СЭТ-4ТМ.02.2, а для АРМ - сервер.
Периодичность и алгоритм коррекции выбраны таким образом, чтобы не вносить дополнительных неучтённых погрешностей в первичные измерения и обеспечивать при этом точность системного времени ± 5 с/сут.
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.
Технические характеристики
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3, которые содержат перечень измерительных каналов с указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик. В таблице 4 приведены метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Таблица 2 - Перечень ИК коммерческого учета АИИС КУЭ и их состав
|
Канал измерений |
Средство измерений |
Ктт •Ктн •Кеч |
Наименование измеряемой величины | |||||
|
№ ИК код ОАО АТС |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Xs Госреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
Филиал ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный заводл |
№_________ |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО «РАСКОЛ «Воронежский стеклотарный заводл |
№01 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
|
РУ-2 6 кВ яч.7 Филиал ООО «РАСКОЛ «ВСЗл |
ТТ |
КТ=0,5; Ктг=1500/5 № 1261-59 |
А |
тпол-ю |
066 |
18000 |
Ток первичный, I, | |
|
С |
ТПОЛ-Ю |
2267 | ||||||
|
TH |
КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70 |
О ш > |
НТМИ-6-66 |
1926 |
Напряжение первичное, Ui | |||
|
Счетчик |
КТ=0,5/0,5 Ксч=1 №20175-01 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч |
СЭТ-4ТМ.02.2 |
06052418 |
Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
|
гч |
РУ-2 6 кВ яч.ЗЗ Филиал ООО «РАСКОЛ «ВСЗл |
ТТ |
КТ=0,5; Кп=1500/5 № 1261-59 |
А |
тпол-ю |
447 |
18000 |
Ток первичный, 1| |
|
С |
тпол-ю |
2268 | ||||||
|
TH |
КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 380-49 |
< я о |
НТМИ-6 |
6252 |
Напряжение первичное, U, | |||
|
Счетчик |
КТ=0,5/0,5 Ксч=1 № 20175-01 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч |
СЭТ-4ТМ.02.2 |
06052537 |
Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
m |
РУ-2 6 кВ яч.11 Филиал ООО «РАСКОЛ «ВСЗл |
ТТ |
КТ=0,5 Ктг= 150/5 № 1276-59 |
А |
тпл-ю |
13153 |
1800 |
Ток первичный, I, |
|
С |
тпл-ю |
13158 | ||||||
|
TH |
КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70 |
А В С |
НТМИ-6-66 |
1926 |
Напряжение первичное, Ц | |||
|
Счетчик |
KT=0,5S/1.0 Ксч=1 № 27779-04 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)ч |
ПСЧ-4ТМ.05 |
0309070424 |
Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
м- |
РУ-2 6 кВ яч.31 Филиал ООО «РАСКОЛ «ВСЗл |
ТТ |
КТ=0,5 Кп-600/5 № 1261-59 |
А |
тпол-ю |
15811 |
7200 |
Ток первичный, 1, |
|
С |
тпол-ю |
13607 | ||||||
|
TH |
КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 380-49 |
О со > |
НТМИ-6 |
6252 |
Напряжение первичное, Ui | |||
|
Счетчик |
КТ=0,58/1,0 Ксч=1 № 27779-04 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч |
ПСЧ-4ТМ.05 |
0301075098 |
Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
Примечание - Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Примечания |
|
1 |
2 |
3 |
|
Количество ИК коммерческого учета. |
4 |
- |
|
Номинальное напряжение на вводах системы, В |
6000/100 |
ИК № 1 - 4 |
|
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А |
1500/5 600/5 150/5 |
ИК№ 1,2 4 3 |
|
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cos(p2=0,8 икд), В-А |
10 15 |
ИК№ 1, 3 2,4 |
|
Мощность нагрузки TH (при cos<p2 =0,8 инд), В-А |
75 |
ИК № 1 - 4 |
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) электроэнергии (мощности) для реальных1 условий эксплуатации ИК № 1-4 АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95________________________________________________________________
|
S wp .% | |||||||
|
№ ИК |
КТтг |
КТтн |
КТсч |
Значение COS ф |
5 %<1/1п1 2<20% WP 5 %— Wp3«Wp 20 % |
20%<I/In<100% WP20 % -Wp<Wp1Oo % |
100%< I/In<120% Wpioo% <WP< WP12o% |
|
1-4 |
0,5 |
0,5 |
0,5 0,5s |
1,0 |
±2,2 |
±1,3 |
±1,2 |
|
0,8 |
±3,1 |
±1,8 |
±1,5 | ||||
|
0,5 |
±5,6 |
±3,1 |
±2,5 | ||||
|
3 WQ, %_______________________________________ | |||||||
|
№ ИК |
КТтг |
КТтн |
КТсч |
Значение cos <р (sin ф) |
5%<1Лп<20% Wq 5 % <Wq< Wq 20 % |
20%<I/In<100% Wq 20 % — Wq<Wq 100 % |
100%< I/In<120% Wq |00%^Wq< Wq12q% |
|
1,2 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
0,8(0,6) |
±4,5 |
±2,5 |
±1,9 |
|
0,5(0,87) |
±2,7 |
±1,6 |
±1,3 | ||||
|
3,4 |
0,5 |
0,5 |
1,0 |
0,8(0,6) |
±4,9 |
±2,8 |
±23 |
|
0,5(0,87) |
±3,2 |
±2,1 |
±1,8 | ||||
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 7746-2001 и ЭД;
• трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД;
• счётчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ 26035-83
Таблица 5-Условия эксплуатации _________________________________________________________
|
Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин |
Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала | ||
|
Компоненты АИИС КУЭ |
Счетчики |
ТТ |
TH |
|
Сила переменного тока, А |
^2 мин ~ А макс |
Л МИН — Л ном |
— |
|
Напряжение переменного тока, В |
0,9(72нОм “ 1,1 t/гном |
— |
0,9(71 НОМ - 1,1 (71 НОМ |
|
Коэффициент мощности (cos ф) |
0,5 ннд-1,0-0,8 емк |
0,8 инн.-1,0 |
0,8 „нд-1,0 |
|
Частота, Гц |
47,5 - 52,5 |
47,5 - 52,5 |
47,5 - 52,5 |
|
Температура окружающего воздуха, °C -По ЭД - Реальные |
От минус 40 до плюс 55 От 5 до 35 |
От минус 40 до плюс 60 От 5 до 35 |
От минус 40 до плюс 60 От 5 до 35 |
|
Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл |
Не более 0,5 |
— |
— |
|
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cos(p2=0,8 ннд) |
— |
0,25S2hom — ГО^гном |
— |
|
Мощность нагрузки TH (при coscp2=0,8 инд) |
— |
— |
0,25SHOM — 1,05ном |
Надежность применяемых в системе компонентов
Для трансформаторов тока:
• среднее время наработки на отказ не менее 400000 ч,
• срок службы, не менее 25 лет
Для трансформаторов напряжения:
• среднее время наработки на отказ не менее 440000 ч,
• срок службы, не менее 25 лет
Для счётчиков электроэнергии:
• среднее время наработки на отказ (сэт-4тм.02.2) не менее 55000 ч, (псч-4тм.05) не менее 90000 ч
• среднее время восстановления не более 2 ч;
• срок службы, не менее 30 лет
Для сервера:
• коэффициент готовности не менее 0,99,
• среднее время наработки на отказ не менее 40000 ч,
• среднее время восстановления не более 1 ч.
Для СОЕВ:
• среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч,
• среднее время восстановления не менее 0,5 ч;
• блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет
Для каналообразующей аппаратуры:
• среднее время наработки на отказ:
радиомодем «Спектр 433» не менее 25000 ч,
модемы ZyXEL OMNI и ZyXEL ADSL2+ не менее 44000 ч,
сетевой коммутатор ZyXEL ES-4024 не менее 219793 ч,
• среднее время восстановления не менее 0,4 ч.
Для каналов передачи данных:
• коэффициент готовности не менее 0,95,
• скорость передачи данных 9600 бит/с.
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 событий в журнале событий счётчика:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике
Регистрация событий 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;
• счётчика;
• 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:
• счетчик - 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; 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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.
Поверка
1. Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в июне 2009 г.
Таблица 6 - Перечень эталонов и вспомогательных средств, применяемых при проверке АИИС
|
Наименование эталонов, вспомогательных СИ |
Тнп |
Основные требования к метрологическим характеристикам (MX) |
Цель использования | |
|
1 |
2 |
3 |
4 | |
|
1.Термометр |
ТП 22 |
ЦД 1 °C в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °C |
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 энергии |
Ресурсам |
КТ 0,2 (напряжение гармоник) |
Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 | |
|
б.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-1 |
Использование сигнала точного времени | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
9. Секундомер |
СОСпр-1 |
0-30 мин., ЦД 0,1 с |
При определении погрешности хода системных часов |
|
10. Переносной компьютер (ноутбук) |
Для непосредственного считывания информации со счетчиков | ||
|
11. Устройство сопряжения оптическое |
УСО-2 |
Преобразователь сигналов для считывания информации со счетчиков через оптический порт | |
|
12 . ПО: «Энфорс АСКУЭ», ПО «КонфигураторСЭТ-4ТМ» |
Тестовые файлы, пусконаладочные, настроечные, диагностические работы по проверке функционирования счетчиков, АИИС в целом. |
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми MX.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
Счетчики по методикам поверки, согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ», ИЛГШ.411152.126 РЭ1 (ПСЧ 4ТМ.05) и ИЛГШ.411152.087 РЭ1 (СЭТ-4ТМ.02-02),
Межповерочный интервал АИИС КУЭ - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»,
ГОСТ Р 8.596-002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Технорабочий проект Автоматизированная система коммерческого учета электрической энергии Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод» НСЛГ.466645.018 РП
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод», заводской номер 01, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.
Смотрите также
