Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по объекту ФГКЭУ "198 КЭЧ района" Минобороны России, в/ч 28289, в/ч 72175
| Номер в ГРСИ РФ: | 47620-11 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО "АТС", филиал ОАО "СО ЕЭС" - Московское РДУ, ОАО "Мосэнергосбыт" и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 47620-11 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по объекту ФГКЭУ "198 КЭЧ района" Минобороны России, в/ч 28289, в/ч 72175 |
| Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2011 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ Ростест-Москва |
| Адрес центра | 117418, г.Москва, Нахимовский пр-т, 31 |
| Руководитель центра | Бас Виталий Николаевич |
| Телефон | (8*095) 332-67-77 |
| Факс | 124-99-96 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 43719 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | Приказ 4782 от 06.09.11 п.40 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис-Холдинг", г.Москва
Россия
115533, Нагатинская наб., д.12, корп.4, стр.2, тел: (495) 756-14-73 (Ленинский пр-т, 4, стр.1А; Огородный пр-д, д.5, стр.7), 121500, Дорога МКАД 60 км, д.4-а, офис 204, Тел. (4922) 42-46-09, 42-44-93, Почт.: 600021, г.Владимир, ул.Мира, д.4а, офис №3
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1013/446 2011 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 47620-11: Описание типа СИ | Скачать | 484.6 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по объекту ФГКЭУ «198 КЭЧ района» Минобороны России, в/ч 28289, в/ч 72175 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - Московское РДУ, ОАО «Мосэнергосбыт» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ построенная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 1-23 АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 Госреестр № 2882205 (для ИИК №20-23 функции ИВКЭ выполняет ИВК), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (СБД), коммуникатор СИКОН ТС65, устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 Госреестр № 41681-09, автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ», ПО СКЗИ. АРМ по ЛВС предприятия связано с сервером, на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». Для этого в настройках ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.
В качестве СБД используется сервер SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7). СБД установлен в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «Оборонэнергосбыт».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
е диному календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники 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;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИИК 1-19 (ПС №78 «Дивная») цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД СИКОН С70, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ. Передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ происходит по каналу GSM. Роль передающего устройства выполняет СИКОН ТС65, установленный в шкафу АИИС КУЭ на ПС № 78 « Дивная».
Для ИИК 20-23 (ПС №660 «Шерна») цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через коммуникатор СИКОН ТС65 по сети Интернет поступает на СБД (в случае если отсутствует TCP-соединение с контроллером, сервер устанавливает CSD-соединение с СИКОН ТС65 через GSM-модем и по нему считывает данные). СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующая передачу информации формате всем заинтересованным субъектам (ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - Московское РДУ, ОАО «Мосэнергосбыт»).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-2 происходит от GPS-приёмника.
Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация времени сервера происходит каждый час (на границе 10 минут, т.е. по маске **:10:00), коррекция времени сервера с временем УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-2, т.е. сервер входит в режим подчинения устройству точного времени и устанавливает время с УСВ-2.
Сличение времени УСПД с временем сервера - при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с.
Сличение времени счетчиков на ПС №78 «Дивная» с временем УСПД - при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с.
Сличение времени счетчиков на ПС №660 «Шерна», где УСПД отсутствует, с временем сервера - 1 раз в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Пирамида», ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
|
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО «Пирамида 2000» |
модуль, объединяющий драйвера счетчиков |
BLD.dll |
Версия 8 |
58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 |
MD5 |
|
драйвер кэширования ввода данных |
cachect.dll |
7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d | |||
|
драйвер опроса счетчика СЭТ 4ТМ |
Re-gEvSet4tm.dll |
3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 | |||
|
драйвера кэширования и опроса данных контроллеров |
caches 1.dll |
b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb | |||
|
cacheS10.dll |
6802cbdeda81 efea2b 17145ff22efOO | ||||
|
siconsl0.dll |
4b0ea7c3e50a73099f c9908fc785cb45 | ||||
|
sicons50.dll |
8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 | ||||
|
драйвер работы с СОМ-портом |
comrs232.dll |
bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf | |||
|
драйвер работы с БД |
dbd.dll |
feO5715defeec25eO62 245268ea0916a | |||
|
библиотеки доступа к серверу событий |
ESClient_ex.dll |
27c46d43bllca3920c f2434381239d5d | |||
|
filemap.dll |
C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e | ||||
|
библиотека проверки прав пользователя при входе |
plogin.dll |
40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
лист № 4
Всего листов 11
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ФГКЭУ «198 КЭЧ района» Минобороны России, в/ч 28289, в/ч 72175.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ФГКЭУ «198 КЭЧ района» Минобороны России, в/ч 28289, в/ч 72175 от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ФГКЭУ «198 КЭЧ района» Минобороны России, в/ч 28289, в/ч 72175 приведен в Таблице 2.
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
|
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 11 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 25403 Зав. № 25172 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 321 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074698 Госреестр № 27524-04 |
Сикон С70 Зав. № 01918 Госреестр 28822-05 |
Активная Реактивная |
|
2 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 13 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 41159 Зав. № 40984 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 321 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074148 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
3 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 14 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 25436 Зав. № 25130 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 321 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074573 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
4 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 15 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 43400 Зав. № 43432 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 321 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108072078 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
5 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 16 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 25183 Зав. № 25158 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 321 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074169 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
6 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 17 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 25427 Зав. № 25177 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 321 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074623 Госреестр № 27524-04 |
Сикон С70 Зав. № 01918 Госреестр 28822-05 |
Активная Реактивная |
|
7 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 21 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 25148 Зав. № 25007 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 154 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074688 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
8 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 22 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 24486 Зав. № 25414 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 154 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074138 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
9 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 24 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 25447 Зав. № 25181 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 154 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074710 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
10 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 25 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 37329 Зав. № 35671 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 154 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074162 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
11 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 26 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 29442 Зав. № 25170 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 154 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074037 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
12 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 27 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 25419 Зав. № 25408 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 154 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074265 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
13 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 31 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 26359 Зав. № 25672 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4054 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074012 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
14 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 32 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 25663 Зав. № 25676 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4054 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074033 Госреестр № 27524-04 |
Сикон С70 Зав. № 01918 Госреестр 28822-05 |
Активная Реактивная |
|
15 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 37 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 24948 Зав. № 25154 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4054 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074054 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
16 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 41 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 24959 Зав. № 25111 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1682 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074159 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
17 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 42 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 25162 Зав. № 25534 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1682 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074141 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
18 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 43 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 26459 Зав. № 25456 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1682 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074096 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
19 |
ПС 35 кВ № 78 «Дивная», ЗРУ-6 кВ, фидер № 47 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 24579 Зав. № 25659 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1682 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 108074154 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
20 |
ПС 110 кВ № 660 «Шерна», КРУ-6 кВ, фидер № 101 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 98391 Зав. № 98395 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ААЧП Госреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 112061027 Госреестр № 27524-04 |
SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7)* Зав. № S600TNTP0212406 |
Активная Реактивная |
|
21 |
ПС 110 кВ № 660 «Шерна», КРУ-6 кВ, фидер № 103 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 77645 Зав. № 77402 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ААЧП Госреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0112060041 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
22 |
ПС 110 кВ № 660 «Шерна», КРУ-6 кВ, фидер № 302 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 98272 Зав. № 95424 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ПККПЧ Госреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0111063200 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
23 |
ПС 110 кВ № 660 «Шерна», КРУ-6 кВ, фидер № 305 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 98333 Зав. № 98278 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ПККПЧ Госреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0112060067 Госреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная |
* функции ИВКЭ выполняет ИВК Таблица 3
|
Границы допускаемой относительной погрешности измерения бочих условиях эксплуатации АИ |
активной электрической энергии в раИС КУЭ | ||||
|
Номер ИИК |
COSф |
§1(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % |
§5 %, I5 %— I изм< I 20 % |
§20 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
§100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
|
1 - 23 ТТ-0,5; ТН-0,5; Ch-0,5S |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,9 |
- |
±2,7 |
±1,9 |
±1,7 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,4 |
±2,1 | |
|
0,5 |
- |
±5,7 |
±3,3 |
±2,7 | |
|
Границы допускаемой относ |
жтельной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||||
|
Номер ИИК |
COSф |
§1(2)%, I 2 %— I изм< I 5 % |
§5 %, I5 %— I изм< I 20 % |
§20 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
§100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
|
1 - 23 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0 |
0,9 |
- |
±7,6 |
±4,2 |
±3,2 |
|
0,8 |
- |
±5,0 |
±2,9 |
±2,4 | |
|
0,7 |
- |
±4,2 |
±2,6 |
±2,2 | |
|
0,5 |
- |
±3,3 |
±2,2 |
±2,0 | |
Примечания:
1. Погрешность измерений 8ц2)%р и 8//2i%q для cosq>=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 81(2)<%р и S1(2)%Q для cosy<1,0 нормируется от 12%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98-Uhom до 1,02• Uhom;
• сила тока от Ihom до 1,2-Ihom, costp 0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9-Uhom до 1,1- Uhom,
• сила тока от О,05 Ihom до 1,2 Ihom;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
• УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
|
№ п/п |
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1 |
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
8 |
|
2 |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
38 |
|
3 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
2 |
|
4 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
4 |
|
5 |
Электросчетчик |
СЭТ-4ТМ.03 |
23 |
|
6 |
УСПД |
СИКОН С70 |
1 |
|
7 |
Контроллер |
СИКОН ТС65 |
2 |
|
8 |
GSM-модем |
Criterion MC35i |
1 |
|
9 |
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 3000 RM |
1 |
|
10 |
Сервер БД |
SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7) |
1 |
|
11 |
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-2 |
1 |
|
12 |
Программное обеспечение |
ПО «Пирамида» |
1 |
|
13 |
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.216 ПФ |
1 |
|
14 |
Методика поверки |
МП 1013/446-2011 |
1 |
|
15 |
Методика (методы) измерений |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1013/446-2011 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по объекту ФГКЭУ «198 КЭЧ района» Минобороны России, в/ч 28289, в/ч 72175. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в апреле 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки «ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.
- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Оборонэнергосбыт» по объекту ФГКЭУ «198 КЭЧ района» Минобороны России, в/ч 28289, в/ч 72175. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 849/446-01.00229-2011 от 04 апреля 2011 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
