Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Барнаульская сетевая компания"
| Номер в ГРСИ РФ: | 47656-11 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПО "Мир", г.Омск |
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 47656-11 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Барнаульская сетевая компания" |
| 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 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 | 43733 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | Приказ 4725 от 02.09.11 п.10 |
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 47656-11 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 47656-11: Описание типа СИ | Скачать | 499.5 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Барнаульская горэлектросеть» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Уровень ИВКЭ - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа МИР УСПД-01.00, номер в Госреестре СИ РФ № 27420-08.
Уровень ИВК- информационно-вычислительный комплекс, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервера баз данных (БД) ЦСИ, устройство синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-02, номер в Госреестре СИ РФ № 46656-11, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Первичные 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.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформле-
Лист № 2
Всего листов 13 ние справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенной линии провайдера Internet -услуг по основному и резервному каналу связи.
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-02, 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 с временем радиочасов МИР РЧ-02, 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.
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ версии 1.9.6 от 05.05.2011 г., в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. 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 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
МИР Сервера Тревог |
AlarmServer\AlarmCfg.dll |
1.0.0.17 |
ac64a9d1b6d0bd7a a5d63a172d2bdae5 |
md5 |
|
Сервер тревог |
AlarmServer\AlarmSrv.exe |
2.0.0.135 |
f77c90eac79a2cacd 8e5656167cc63a2 |
md5 |
|
SCADA МИР |
AlarmViewer\AlarmView. ocx |
1.1.1.15 |
0bd990a61d53e875 52da00bcdb6f3b87 |
md5 |
|
SCADA МИР |
AlarmViewer\AlarmWorke r3.exe |
1.1.1.4 |
530fd39047bebb24 0a48cbf582a3d6c3 |
md5 |
|
SCADA МИР |
Aristo\aristo.exe |
1.0.0.3 |
3c1842a7d039715a a4425d8bee980d5e |
md5 |
|
Сервер авторизации |
AuthServer\AuthCnfg.dll |
2.1.0.5 |
b0fc2c20b022ef19f 286ebd23f11188c |
md5 |
|
Сервер авторизации |
AuthServer\AuthServ. exe |
2.0.0.2 |
1adfcc25983d8f7d 27281202788c2a58 |
md5 |
|
МИР Центр управления |
ControlCenterAuth\starter. e xe |
3.0.0.25 |
f6eaae95770b4349 20f5478c50e66db7 |
md5 |
|
Конфигуратор контрол-лерова МИР |
ControllerCfgMir_014\Con trollerCfgMir. exe |
1.0.2.33 |
35d83f7c37df5035 876a1c68e21d782c |
md5 |
|
ПК "Учет энергоресурсов" |
EnergyRes\Account.exe |
1.0.2.55 |
78168613562b622 7d28c90335ad4cfd 9 |
md5 |
|
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\AppConf. dll |
2.1.0.218 |
47a9440cc7024a0b 642603e8acf67431 |
md5 |
|
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\APPSERV.DL L |
2.1.0.670 |
cd00abbb467afa2c 2cb9a19d2b16f01b |
md5 |
|
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\AUTOUPD.EX E |
2.1.0.91 |
30a5f29d4b899f48 eabdd76a7ea674c6 |
md5 |
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\CalcPowers.exe |
2.1.1.8 |
e2c2d830bc2e93e5 e8fc5c9593b89164 |
md5 |
|
ПК "Учет энергоресурсов" |
EnergyRes\ENERGYADM IN.EXE |
1.1.3.39 |
5e3b414d8ba3ba93 795ec5c0f142cf07 |
md5 |
|
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\ImpExpXML.dl l |
2.1.0.116 |
42f0006ede04c3d9 df633b1ff0b3fe5d |
md5 |
|
The cURL library |
EnergyRes\libcurl_ex. dll |
7.20.0.0 |
2bee3f358efb6dc64 c9688939d0810ae |
md5 |
|
MirImpExp |
EnergyRes\MirImpExp. exe |
2.4.5.6 |
9d6e32f0a01c2962 383e9a5d806ae3a4 |
md5 |
|
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\ReplSvc.exe |
2.1.0.100 |
9d3d9232247d0604 d278d0ba6a6d1950 |
md5 |
|
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\Reports2. exe |
2.10.0.587 |
d7546c15 ffac 1 fcbc 0a5cd493f633379 |
md5 |
|
Borland Socket Server |
EnergyRes\scktsrvr. exe |
11.1.2902.10 492 |
aed35de2c9e8fS4e5 9510c777d9355dd |
md5 |
|
Служба сбора данных |
EnergyRes\ServiceDataCap ture.exe |
1.0.2.11 |
2be9d9d942ad0c7c 801e268da6780c67 |
md5 |
|
EnergyRes\SPECIFICNOR M.DLL |
1.0.0.109 |
6d88f8be081970bb c18c6f8f282377a5 |
md5 | |
|
SpecificNorm |
EnergyRes\SpecificNorm.e xe |
1.1.2.11 |
451506f4cdc84024 f61d73fe3ba5efce |
md5 |
|
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\WatchDog.exe |
2.1.0.28 |
e471f967897c123a b424ddd1c517617a |
md5 |
|
Учет энергоресурсов |
EnergyRes\W ebServ. exe |
2.1.0.88 |
9cd1b88c5d22b713 af6acf6bb254c8f6 |
md5 |
|
Каскад |
GoldenWay\goldenway.exe |
1.2.0.18 |
3c0a24e1cb9bc01b 0d5f532487eebde4 |
md5 |
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПК Центр синхронизации времени |
GPSServer\GPSCnfg.dll |
1.0.0.2 |
0db7f9859e3e4e6b 2362aae9a5106fe8 |
md5 |
|
ПК Центр синхронизации времени |
GPSS erver\GPSS ervice. exe |
1.0.0.2 |
b323e928abcc5ae1 ce623c158f22be7c |
md5 |
|
ПК Центр синхронизации времени |
GPSS erver\MonitorGP S. ex e |
1.0.0.2 |
ae547ea3f11465a0 88e4a1ee079ff7cb |
md5 |
|
OPC сервер "Омь" |
OPCServerV 30\MirDrv. dll |
2.2.2.180 |
d54b64a1dd0f0242 152e7d79fa99e7c9 |
md5 |
|
Библиотека драйверов "Канал счетчика электроэнергии" |
OPCServerV30\Plugins\EC hannel.dll |
2.0.0.0 |
82cb2bd92be53e4e a6229a6b0584444f |
md5 |
|
Библиотека драйверов "Счетчики электрические" |
OPCServerV30\Plugins\Sc hElectric.dll |
4.1.3.1 |
a2d66d6a71fa575d 69fc5593a4d3a164 |
md5 |
|
Библиотека драйверов "Системный монитор" |
OPCServerV30\Plugins\Sy sEvent.dll |
1.0.2.2 |
30397da31e4736dd 43172942d59f67b6 |
md5 |
|
ОРС сервер |
OPCServerV30\ServerOm3 .exe |
3.1.0.28 |
e8b38b56979871f9 6572216af31bd384 |
md5 |
|
Конфигуратор УСПД |
USPDConfUSPDConfEx. e xe |
4.0.5.195 |
b20d92b46e861b06 02ed283fa07b5ccb |
md5 |
|
Конфигуратор УСПД |
USPDConfUSPDConfEx_ Old.exe |
4.0.0.179 |
8030b932f4323677 0f233b97e0af1c23 |
md5 |
|
CodeGear RAD Studio |
WebCalcPowers\Borland.D elphi.dll |
12.0.3210.17 555 |
314eb92f881d9a9d 78e148bfaad3fad0 |
md5 |
|
CodeGear RAD Studio |
WebCalcPowers\Borland.V cl.dll |
12.0.3210.17 555 |
19fdf1ad36b0578f4 7f5e56b0ff3f1ff |
md5 |
Окончание таблицы 1
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
CodeGear RAD Studio |
WebCalcPowers\Borland.V clDbRtl.dll |
12.0.3210.17 555 |
14c5ee3910809a29 04e6dd189a757096 |
md5 |
|
CodeGear RAD Studio |
WebCalcPowers\Borland.V clDSnap.dll |
12.0.3210.17 555 |
74df685b9c43d246 7d24d9f4b5f5159e |
md5 |
|
CodeGear RAD Studio |
WebCalcPowers\Borland.V clRtl.dll |
12.0.3210.17 555 |
• Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов МИР, в состав которых входит ПО, внесено в Госреестр СИ РФ № 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.
• Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
• Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
|
№ п/п |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
По-грешнос ть в рабочих услови- | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ях9 % |
|
1 |
Яч.№7а ИК №1 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 1951; Зав. № 1716 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 5197 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804113530 |
МИР УСПД -01.00 Зав.№ 1103549 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,4 |
|
2 |
Яч.№10а ИК №2 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 24265; Зав. № 5173 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/101 Зав. № 5067 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0802112359 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,4 | |
|
3 |
Яч.№25а ИК №3 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 2092; Зав. № 21127 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/102 Зав. № 1224 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804112579 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,4 | |
|
4 |
Яч.№31а ИК №4 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 20115; Зав. № 5196 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/103 Зав. № 1224 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804111891 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,4 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
Яч.№34а ИК №5 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 1508; Зав. № 16041 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/104 Зав. № 5817 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804113528 |
МИР УСПД -01.00 Зав.№ 1103549 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,4 |
|
6 |
Яч.№73а ИК №6 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 800/5 Зав. № 2327; Зав. № 1585 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/105 Зав. № 5197 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804113252 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,4 | |
|
7 |
Яч.№74а ИК №7 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 1884; Зав. № 5690 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/106 Зав. № 5067 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804112606 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,4 | |
|
8 |
Яч.№13 ИК №8 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 41523; Зав. № 22622 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/107 Зав. № 5197 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0803110308 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,4 | |
|
9 |
Яч.№37 ИК №9 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 81201; Зав. № 13758 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/108 Зав. № 1224 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0802112353 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,4 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; УСПД - от + 10 °С до + 30 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,05 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до + 70 °С.
- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 ^ 1,2) Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 0 °С до + 40 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Барнаульская горэлектросеть» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ не менее СЭТ-4ТМ.03М часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- устройство сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 75000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 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 - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Барнаульская горэлектросеть» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Кол-во |
|
Трансформатор тока ТПОЛ-10 |
12 шт. |
|
Трансформатор тока ТПЛ-10 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока ТПЛМ-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-6 |
4 шт. |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 |
1 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01.00 |
1 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М |
9 шт. |
|
Сервер баз данных |
1 шт. |
|
ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ (ИВК) |
1 шт. |
|
АРМ оператора |
1 шт. |
|
Методика поверки |
1 экземпляр |
|
Руководство по эксплуатации |
1 экземпляр |
|
Формуляр |
1 экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу МП 47656-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Барнаульская горэ-лектросеть». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
• Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений» ;
• Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по методике 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.;
• Устройства сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01 - по методике поверки «Устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01. Руководство по эксплуатации» М02.109.00.000 РЭ;
• Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 46656-11;
• Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложена в документе "Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Барнаульская горэлектросеть».
Лист № 12
Всего листов 13
Нормативные документы
(АИИС КУЭ) ОАО «Барнаульская горэлектросеть»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".
"Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ОАО «Барнаульская горэлектросеть».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
