Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНК-Уват"
Номер в ГРСИ РФ: | 46669-11 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "НПО "Мир", г.Омск |
Для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 46669-11 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНК-Уват" |
Технические условия на выпуск | ГОСТ 1983, ГОСТ 7746, ГОСТ 22261-94, ГОСТ 26035-83 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2011 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМС |
Адрес центра | 119361, г.Москва, Озерная ул., 46 |
Руководитель центра | Кононогов Сергей Алексеевич |
Телефон | (8*095) 437-55-77 |
Факс | 437-56-66 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 42465 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | Приказ 1677 от 15.04.11 п.22 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПО "Мир", г.Омск
Россия
644105, ул.Герцена, 51, тел. (3812) 61-95-75, 26-45-02, 61-81-67 (644105, ул.Успешная, 51, тел. 61-90-82, 61-99-74, факс 61-81-76, 61-64-69) www.mir-omsk.ru, E-mail: mir@omskkelecom.ru, mir@mir-omsk.ru
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 46669-11 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
46669-11: Описание типа СИ | Скачать | 617.9 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
• Автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;
• периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
• автоматическое хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
• передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии 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, пломб и т.п.);
• диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
• ведение системы обеспечения единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). АИИС КУЭ реализуется на ООО «ТНК-Уват» территориально расположенного в Тюменской области, Кальчинское месторождение
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Уровень ИК, включающий измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и
класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 (в части реактивной электроэнергии), типа СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности 0,2S по ГОСТ 30206 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах, указанных в таблице 1 (7 измерительных каналов), а также вторичные электрические цепи и технические средства каналов передачи данных
Уровень ИВКЭ - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС КУЭ, созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа МИР УСПД-01 (Госреестр СИ РФ № 27420-08, зав. № 1008453,), технических средств приема-передачи данных и автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера.
Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ с системой обеспечения единого времени, созданный на основе сервера базы данных (далее - сервер БД), автоматизированного рабочего места оператора (далее - АРМ), устройства синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-01 (Госреестр СИ РФ № 27008-04, зав. № 17724) и технических средств приема-передачи данных.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных на уровень ИВК по основному и резервному каналу связи: канал GSM-сети, образованный GSM-модемами Cinterion ТС65.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенной линии провайдера Internet-услуг (основной канал) и с помощью GSM-модема через Internet-сеть (резервный канал).
Программное обеспечение (далее - ПО) АИИС КУЭ на базе Программного комплекса (далее - ПК) УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ функционирует на нескольких уровнях:
• программное обеспечение счетчика;
• программное обеспечение УСПД;
• программное обеспечение АРМ;
• программное обеспечение сервера БД.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, состоящей из устройства синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-01, предназначенных для приема сигналов GPS и выдачи последовательного импульсного временного кода; пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ± 1 мкс. Время сервера БД синхронизировано со временем радиочасов МИР РЧ-01, сличение ежесекундное. Время УСПД синхронизировано со временем сервера БД, корректировка осуществляется каждые 10 мин, корректировка времени УСПД осуществляется при расхождении времени УСПД и сервера БД на ± 1 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков производится при расхождении со временем УСПД на ± 2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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 АИИС КУЭ ООО «ТНК-Уват» используется программный комплекс (ПК) УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ версии 1.9.6 от 05.05.2011 г., в состав которого входят программы, указанные в таблице 4. ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.
Таблица 4 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификац ионный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм цифрового идентифик атора ПО |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Сервер тревог |
AlarmServer\AlarmCfg.d ll |
1.0.0.20 |
cbc933f3bd0759ea8 1c5c2c7b141494b |
md5 |
Сервер тревог |
AlarmServer\AlarmSrv.e xe |
2.0.0.135 |
1261158448b358ba 30575cb9af093d01 |
md5 |
SCADA МИР |
Al armVi ewer\Al armVi e w.ocx |
1.1.1.11 |
80ceb45e6905957f0 4e48b14a3aff189 |
md5 |
SCADA МИР |
Al armVi ewer\Al armW or ker3.exe |
1.1.1.3 |
7f64ce2d191377ed5 bdff0f2614effe7 |
md5 |
SCADA МИР |
Aristo\aristo.exe |
1.0.0.3 |
3c1842a7d039715aa 4425d8bee980d5e |
md5 |
Сервер авторизации |
Auth S erver\AuthCnfg. dll |
2.1.0.5 |
b0fc2c20b022ef19f 286ebd23f11188c |
md5 |
Сервер авторизации |
Auth S erver\Auth Serv.ex e |
2.0.0.2 |
1adfcc25983d8f7d2 7281202788c2a58 |
md5 |
Центр управления |
ControlCenter\starter\star ter.exe |
3.0.0.24 |
9557550f139f83c83 79d9af1e621b06d |
md5 |
Центр управления |
ControlCenter\starter. exe |
2.2.0.3 |
cd862ab01c17837be 710c3d97675e9be |
md5 |
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\Account. exe |
1.0.2.45 |
2b0657f3ba2a22a69 385054418816eeb |
md5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\AppConf.dll |
1.9.6.203 |
74c5eaeee347bf578 a5d9824a7fa56b0 |
md5 |
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\AppServ.dll |
1.9.6.604 |
fbf3ff747d99271dd 8c20ae2b51227f5 |
md5 |
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\AutoUpd.exe |
1.9.6.82 |
f267815eef50f98afb 8b64eb92d8c741 |
md5 |
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\CENTERSB OR.exe |
1.0.3.23 |
393aecc08419539e1 f7e9e72cbca42b3 |
md5 |
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\EnergyAdmi n.exe |
1.1.3.26 |
6e9cc64ec1e94f724 bb0e9ab2691579b |
md5 |
Модуль импорта-экспорта |
EnergyRes\ImpExpXML .dll |
1.9.5.103 |
5b912ed844823b3d 84df7ea9927615bb |
md5 |
Модуль импорта-экспорта |
EnergyRes\MirImpExp. e xe |
2.3.1.680 |
e94e66d3bf87cb9fcf 6fce887ecaa21a |
md5 |
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\Repl Svc.exe |
1.9.6.98 |
dbe5ee63580e67ffc 945be3a282a248a |
md5 |
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\Reports2. exe |
2.6.6.474 |
824362b68e9a45c6 73e38abf3a9dbf3d |
md5 |
Borland Socket Server |
EnergyRes\ScktSrvr.exe |
11.1.2902.1049 2 |
afde45c0f793a25ffe bafb5895c9cd30 |
md5 |
Модуль РАСЧЕТ УДЕЛЬНЫХ НОРМ |
EnergyRes\SPECIFICN ORM.DLL |
1.0.0.136 |
2e745db88622923c a4dfad8c5788a644 |
md5 |
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\W atchDog. ex e |
1.9.5.26 |
a04fcb867577a8e9a 321f6188bb67351 |
md5 |
ПК Центр синхронизации времени |
GPSServer\GPSCnfg.dll |
1.0.0.2 |
0db7f9859e3e4e6b2 362aae9a5106fe8 |
md5 |
ПК Центр синхронизации времени |
GPSServer\GPSService.e xe |
1.0.0.2 |
b323e928abcc5ae1c e623c158f22be7c |
md5 |
ПК Центр синхронизации времени |
GPSS erver\MonitorGP S. exe |
1.0.0.2 |
ae547ea3f11465a08 8e4a1ee079ff7cb |
md5 |
Библиотека драйверов ТМ ОМЬ |
OPCServerV30\MirDrv. dll |
2.2.2.165 |
0617b42b1d80b202 6e19362ade8d75dd |
md5 |
Библиотека драйверов "Канал счетчика электроэнергии" |
OPCServerV30\Plugins\ EChannel.dll |
2.0.0.0 |
82cb2bd92be53e4ea 6229a6b0584444f |
md5 |
Библиотека драйверов "Группа счетчиков" |
OPCServerV30\Plugins\ MeterGroup.dll |
1.3.0.0 |
5bfef9aaf5323f020d d224a1ef33530e |
md5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Библиотека драйверов "Счетчики электрические" |
OPCServerV 3 0\Plugins\ SchElectric.dll |
4.1.0.6 |
27f771abce660458d e337cf8c69bbe54 |
md5 |
Программа СЕРВЕР ОМЬ |
OPCServerV30\ServerO m3.exe |
3.1.0.27 |
56cae78c7af9b8679 6671e950e22b823 |
md5 |
• ПО внесено в Госреестр СИ РФ в составе системы автоматизированной информационно-измерительной комплексного учета энергоресурсов МИР, № 36357-07;
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ;
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С».
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 1-3
Таблица 1 - Состав измерительных каналов
Номер точки измерений и наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1 |
ПС 110/10 кВ «Юровская» ОРУ-110 кВ., I с.ш., фидер ВЛ110 кВ «Демьянская-1» |
ТФЗМ 110B-IV 600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 9799 Зав.№ 9371 Зав.№ 9305 |
НКФ-110-83 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Зав.№ 603 Зав.№ 323 Зав.№ 451 Зав.№ 523 Зав.№ 320 Зав.№ 340 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0806100987 |
УСПД МИР УСПД-01 Зав.№ 1008453 |
Активная, реактивная |
2 |
ПС 110/10 кВ «Юровская» ОРУ-110 кВ., I с.ш., фидер ВЛ110 кВ «Горная-1» |
ТФЗМ 110B-IV 600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 9699 Зав.№ 9792 Зав.№ 9589 |
НКФ-110-83 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Зав.№ 603 Зав.№ 323 Зав.№ 451 Зав.№ 523 Зав.№ 320 Зав.№ 340 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0806100767 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
6 |
ПС 110/10 кВ «Юровская» ОРУ-110 кВ., II с.ш., фидер ВЛ110 кВ «Демьянская-2» |
ТФЗМ иоб-iv 600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 12986 Зав.№ 13012 Зав.№ 13018 |
НКФ-110-83 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Зав.№ 523 Зав.№ 320 Зав.№ 340 Зав.№ 603 Зав.№ 323 Зав.№ 451 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0806100958 | ||
7 |
ПС 110/10 кВ «Юровская» ОРУ-110 кВ., II с.ш., фидер ВЛ110 кВ «Горная-2» |
ТФЗМ иоб-iv 600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 12951 Зав.№ 12977 Зав.№ 63077 |
НКФ-110-83 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Зав.№ 523 Зав.№ 320 Зав.№ 340 Зав.№ 603 Зав.№ 323 Зав.№ 451 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0806100944 | ||
5 |
ПС 110/10 кВ «Юровская» ОРУ-110 кВ., I и II с.ш., фидер ВЛ-110 кВ «ОВ» |
ТФЗМ иоб-iv 600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 9358 Зав.№ 9790 Зав.№ 9408 |
НКФ-110-83 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Зав.№ 523 Зав.№ 320 Зав.№ 340 Зав.№ 603 Зав.№ 323 Зав.№ 451 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0806102539 |
УСПД МИР УСПД-01 Зав.№ 1008453 |
Активная, реактивная |
4 |
ПС 110/10 кВ «Юровская» ЗРУ-10 кВ., I с.ш., ячейка 15, фидер «Солянка» |
ТОЛ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 3013 - Зав.№ 3441А |
НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 4070 НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 0578 |
СЭТ-4ТМ.03 01 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 104083117 | ||
3 |
ПС 110/10 кВ «Юровская» ЗРУ-10 кВ., I с.ш., ячейка 11, фидер «Першино» |
ТОЛ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 18.151 Зав.№ 85770 |
НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 4070 НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 0578 |
СЭТ-4ТМ.03 01 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 104083173 |
Таблица 2 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтённой активной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:
Номер ИК |
Основная погрешность ИК, ±% |
Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% | |||||||
диапазон тока |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | |
1, 2, 6,7, 5 |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,8 |
2,4 |
2,8 |
5,4 |
1,9 |
2,6 |
2,9 |
5,5 |
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,9 |
1,2 |
1,6 |
1,8 |
3,1 | |
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
2,2 |
1,1 |
1,3 |
1,4 |
2,4 | |
4, 3 |
0,051н < I1 < 0,21н1 |
1,8 |
2,4 |
2,8 |
5,4 |
1,9 |
2,6 |
2,9 |
5,5 |
0,21н < I1 < 1н1 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,9 |
1,2 |
1,6 |
1,8 |
3,1 | |
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
2,2 |
1,1 |
1,3 |
1,4 |
2,4 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтённой реактивной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:
Номер ИК |
Основная погрешность ИК, ±% |
Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% | |||||
диапазон тока |
cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | |
1, 2, 6,7, 5 |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
5,6 |
4,4 |
2,5 |
6,0 |
4,9 |
3,1 |
0,21н1 < I1 < 1н1 |
3,0 |
2,4 |
1,5 |
3,7 |
3,2 |
2,3 | |
1н1 < I1 < 1,21н1 |
2,3 |
1,9 |
1,2 |
3,2 |
2,8 |
2,1 | |
4, 3 |
0,051н1 < I1 < 0,21н |
5,6 |
4,4 |
2,6 |
5,8 |
4,7 |
2,9 |
0,21н1 < I1 < 1н1 |
3,0 |
2,4 |
1,5 |
3,2 |
2,6 |
1,8 | |
1н1 < I1 < 1,21н1 |
2,3 |
1,8 |
1,2 |
2,5 |
2,1 |
1,6 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
• параметры сети: диапазон напряжения (0,98 + 1,02) ином; диапазон силы тока (1 + 1,2)
1ном, коэффициент мощности cos9 (миф) = 0,87 (0,5) инд.; ); частота (50 ± 0,15) Гц;
• температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от - 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; ИВКЭ - от + 10 °С до + 30 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
• параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 + 1,1) ином; диапазон силы первичного тока (0,05^ 1,2) 1ном1; коэффициент мощности cos9 (sin9) - 0,5 + 1,0(0,5 + 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от - 40 °С до + 50 °С.
Для электросчетчиков:
• . параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,05 + 1,2)1н2; коэффициент мощности cos9 (sm9) - 0,5 + 1,0(0,5 + 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от - 10 °С до + 40 °С;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
• параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
• температура окружающего воздуха - от + 10 °С до + 35 °С.
• относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
• атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-05 и ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-05 и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.
Надежность применяемых в системе компонентов:
• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
• электросчетчик типа сэт-4тм.03м - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 140000 ч., время восстановления работоспособности Тв=2 ч.;
• электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.03 01 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 90000 ч., время восстановления работоспособности Тв=2 ч.;
• устройство сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 75 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 2 ч.;
• сервер - среднее время наработки на отказ Т = 146199 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 12 ч.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИИС = 0,99998 - коэффициент готовности;
ТО_ИК (АИИС) = 3522 ч. - среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
• Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
• Стойкость к электромагнитным воздействиям;
• Ремонтопригодность;
• Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
• Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;
• Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
• журнал событий счетчика:
- параметрирование;
- пропадание напряжения;
- коррекция времени в счетчике.
• журнал событий ИВКЭ:
- параметрирование;
- пропадание напряжения;
- коррекция времени в УСПД.
• журнал событий ИВК:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательных коробок;
- УСПД;
- сервера БД;
• защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на промконтроллер (УСПД);
- установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
• ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ООО «ТНК-Уват» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ ООО «ТНК-Уват» представлена в таблице 4.
Таблица 4
Наименование |
Количество |
Измерительный трансформатор тока типа ТФЗМ IIOB-IV |
5 шт. |
Измерительный трансформатор тока типа ТОЛ-10 |
2 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения типа НКФ-110-83 |
6 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения типа НТМИ-10 |
1 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения типа НАМИТ-10-2 |
1 шт. |
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М |
5 шт. |
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03.01 |
2 шт. |
Устройство сбора и передачи данных типа МИР УСПД-1 |
1 шт. |
У стройство синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-01 |
1 шт. |
Сервер сбора данных |
1 шт. |
Сервер баз данных |
1 шт. |
ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ (ИВК) |
1 шт. |
Методика поверки |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации |
1 шт. |
Формуляр |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2010 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- Счетчики типа СЭТ-4ТМ.03.М. - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- Счетчики типа СЭТ-4ТМ.03.01. - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- Устройства сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01 - по методике поверки, изложенной в разделе 10 документа «Устройства сбора и передачи данных МИР УСПД-01. Руководство по эксплуатации», согласованной с ГЦИ СИ «ВНИИМС» в декабре 2008 года;
- Радиочасы МИР РЧ-01 - по методике поверки М01.063.00.000 РЭ, раздел 8.
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват».
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 1983 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3. ГОСТ 7746 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
5. ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
6. ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
7. ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)
8. ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
9. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.