Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Абаканвагонмаш "
Номер в ГРСИ РФ: | 49635-12 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ┌Абаканвагонмаш√ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля электроэнергии и мощности, потребляемой ОАО ┌Абаканвагонмаш√ и передачи этой информации в центры сбора информации: - АПК ОАО ┌АТС√; - филиал ОАО ┌СО ЕЭС√ Хакасского РДУ; - ОАО ┌Хакасэнергосбыт√; - филиал ОАО ┌МРСК Сибири√ - Хакасэнерго; - ЗАО ┌МАРЭМ+√. Система служит источником информации для контроля выполнения договорных обязательств между объектами ОРЭМ, а также инструментом целенаправленного управления режимами электропотребления для обеспечения надежности энергоснабжения и энергосбережения.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 49635-12 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Абаканвагонмаш " |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2012 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Номер сертификата | 46183 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 261 п. 03 от 20.04.2012 |
Производитель / Заявитель
ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | 16-05/006 МП |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
49635-12: Описание типа СИ | Скачать | 555.6 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Абаканвагонмаш» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля электроэнергии и мощности, потребляемой ОАО «Абаканвагонмаш» и передачи этой информации в центры сбора информации:
- АПК ОАО «АТС»;
- филиал ОАО «СО ЕЭС» Хакасского РДУ;
- ОАО «Хакасэнергосбыт»;
- филиал ОАО «МРСК Сибири» - Хакасэнерго;
- ЗАО «МАРЭМ+».
Система служит источником информации для контроля выполнения договорных обязательств между объектами ОРЭМ, а также инструментом целенаправленного управления режимами электропотребления для обеспечения надежности энергоснабжения и энергосбережения.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML формате и их предоставление по электронной почте по запросу от аппаратно-программного комплекса (АПК) ОАО «АТС» или смежных организаций-участников розничного рынка электрической энергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение единого времени в АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ построена на базе информационно-вычислительного комплекса (ИВК) «ИКМ-Пирамида» (Госреестр № 45270-10) и включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень — уровень информационно-измерительных комплексов (ИИК), включает в себя 21 ИИК, каждый из которых состоит из трансформаторов тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 19832001 и счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в табл. 2;
2-ой уровень — уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70, устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (Госреестр № 41681-10) и технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
3-ий уровень — уровень ИВК, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных (БД) на базе сервера НР ProLiant DL160 G6, УСВ-2, автоматизированное рабочее место (АРМ) пользователей и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
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 и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем.
Для ИИК 4-5, 8-10 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS485 поступвет в УСПД. УСПД осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной трансформации и журнала событий, передачу результатов измерений через GSM-модемы в сервер БД. Для ИИК 1-3, 6, 7, 11-21 данные со счетчиков через GSM-модемы поступают в сервер БД.
Далее сервер БД при помощи ПО осуществляет сбор, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК. Синхронизация часов ИВК и УСПД осуществляется по часам подключенных к ним УСВ-2 каждую секунду, корректировка часов выполняется при расхождении часов ИВК и УСПД с часами УСВ-2 более чем на ±1 с. Часы УСВ-2 синхронизированы со спутниковым временем по сигналам входящего в состав устройства ГЛОНАСС/GPS-приемника, сличение производится непрерывно, погрешность синхронизации ±0,01 с. По часам УСПД или ИВК, в зависимости от схемы связи в измерительном канале, осуществляется корректировка часов счетчиков. Сличение часов счётчиков с часами УСПД или ИВК осуществляется один раз в 30 минут, корректировка часов счётчиков производится 1 раз в сутки при достижении расхождения с часами УСПД или ИВК более чем на ± 2 с.
Погрешность часов измерительных компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
ПО «Пирамида 2000» состоит из следующих сертифицированных программных продуктов:
- «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» - программный пакет для работы со счетчиками СЭТ-4ТМ.03М (чтение и конфигурирование);
- «Базовый пакет программного обеспечения СИКОН С70» - для настройки сбора с УСПД СИКОН С70;
- «Пирамида 2000.Сервер» - программный пакет для сервера сбора данных ИВК «ИКМ Пирамида»;
- «Пирамида 2000.АРМ» - программный пакет для АРМ пользователей;
- MS SQL - программный пакет для сервера БД.
ПО АИИС КУЭ обеспечивает:
- поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети (при необходимости);
- функционирование системы управления базами данных (формирование базы данных, управление файлами, их поиск, поддержку);
- формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;
- поддержку СОЕВ;
- решение конкретных технологических и производственных задач пользователей.
И дентификационные данные ПО приведены в табл. 1.
Таблица 1 — Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения |
Версия программного обеспечения |
Наименование программного модуля |
Наименование файла |
Значение хэш-кода |
ПО «Пирамида 2000» |
20.02/2010/ С-300 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeakage. dll |
b1959ff70be1eb17 c83f7b0f6d4a132f | ||
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac | ||
Общий модуль функций расчета различных значений и проверки точности вычислений |
Metrology.dll |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
f557f885b73726132 8cd77805bd1ba7 | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEK.dll |
48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus .dll |
c391d64271acf405 5bb2a4d3fe1f8f486 | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida .dll |
ecf532935ca1a3fd 3215049af1fd979f | ||
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных НСИ |
SynchroNSI. dll |
530d9b0126f7cdc2 3 ecd814c4eb7ca09 | ||
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - «С». Влияние ПО на метрологические характеристики измерения активной и реактивной электроэнергии отсутствует.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) точек учета электроэнергии приведен в табл. 2.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ ОАО «Абаканвагонмаш»
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав ИИК |
УСПД |
Вид электроэнергии | ||
Счетчик электроэнергии |
Трансформатор тока (ТТ) |
Трансформатор напряжения (ТН) | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1 |
ПС 110/10кВ ГПП-6, ЗРУ-10кВ, яч.1А |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 36697-08 |
2 ед. типа ТПЛ-10-М У2 К= 150/5 КТ 0,5 №ГР 22192-07 |
1 ед. типа НТМИ-10-66 У3 Ки=10000/100 КТ 0,5 №ГР 831-69 |
Активная, реактивная | |
2 |
ПС 110/10кВ ГПП-6, ЗРУ-10кВ, яч.49 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 36697-08 |
2 ед. типа ТПЛ-10-М У2 К= 150/5 КТ 0,5 №ГР 22192-07 |
1 ед. типа НТМИ-10-66 У3 Ки=10000/100 КТ 0,5 №ГР 831-69 |
Активная, реактивная | |
3 |
ТП-737 (КНС-3) ввод 2 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 36697-08 |
3 ед. типа ТШП-0,66 К= 300/5 КТ 0,5 №ГР 15173-06 |
Активная, реактивная | ||
4 |
РП-1, ЗРУ-10кВ, яч.5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 36697-08 |
2 ед. типа ТПЛМ-10 К= 100/5 КТ 0,5 №ГР 22192-07 |
1 ед. типа НТМИ-10-66 У3 Ки=10000/100 КТ 0,5 №ГР 831-69 |
Сикон С70 №ГР 2882205 |
Активная, реактивная |
5 |
РП-1, ЗРУ-10кВ, яч.23 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 36697-08 |
2 ед. типа ТПЛ-10-М У2 К= 100/5 КТ 0,5 №ГР 22192-07 |
1 ед. типа НТМИ-10-66 У3 Ки=10000/100 КТ 0,5 №ГР 831-69 |
Активная, реактивная | |
6 |
ГПП-2, ЗРУ-10кВ, яч.18 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 36697-08 |
2 ед. типа ТПЛ-10-М У2 К= 100/5 КТ 0,5 №ГР 22192-07 |
1 ед. типа НТМИ-10-66 У3 Ки=10000/100 КТ 0,5 №ГР 831-69 |
Активная, реактивная | |
7 |
ГПП-2, ЗРУ-10кВ, яч.35 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 36697-08 |
2 ед. типа ТПЛ-10-М У2 К= 150/5 КТ 0,5 №ГР 22192-07 |
1 ед. типа НТМИ-10-66 У3 Ки=10000/100 КТ 0,5 №ГР 831-69 |
Активная, реактивная | |
8 |
РП-1, ЗРУ-10кВ, яч.3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 36697-08 |
1 ед. ТПЛ-10-М У2 К= 150/5; КТ 0,5 №ГР 1276-59 1 ед. ТПЛМ-10 №ГР 2363-68 |
1 ед. типа НТМИ-10-66 У3 Ки=10000/100 КТ 0,5 №ГР 831-69 |
Сикон С70 №ГР 2882205 |
Активная, реактивная |
9 |
РП-1, ЗРУ-10кВ, яч.7 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 36697-08 |
1 ед. типа ТПЛ-10 К= 150/5; КТ 0,5 №ГР 1276-59 1 ед. ТПЛ-10-М У2 №ГР 22192-07 |
1 ед. типа НТМИ-10-66 У3 Ки=10000/100 КТ 0,5 №ГР 831-69 |
Активная, реактивная | |
10 |
РП-1, ЗРУ-10кВ, яч.19 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 36697-08 |
1 ед. типа ТПЛ-10 К= 150/5; КТ 0,5 №ГР 1276-59 1 ед. ТПЛ-10-М У2 №ГР 22192-07 |
1 ед. типа НТМИ-10-66 У3 Ки=10000/100 КТ 0,5 №ГР 831-69 |
Активная, реактивная | |
11 |
ТП-28 ввод 1 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 36697-08 |
3 ед. типа ТШЛ-0,66 К= 3000/5 КТ 0,5 №ГР 3422-06 |
Активная, реактивная | ||
12 |
ТП-28 ввод 2 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 36697-08 |
3 ед. типа ТШЛ-0,66 К= 3000/5 КТ 0,5 №ГР 3422-06 |
Активная, реактивная | ||
13 |
РП-2, ЗРУ-0,4кВ, фидер 7 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 36697-08 |
3 ед. типа ТОП-0,66 К= 50/5 КТ 0,5 №ГР 15174-06 |
Активная, реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
14 |
ТП-22 фидер 7 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 ^ом^акс.^^^ №ГР 36697-08 |
3 ед. типа ТОП-0,66 К= 200/5 КТ 0,5 №ГР 15174-06 |
Активная, реактивная | ||
15 |
ТП-26 фидер 1 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 ^ом^акс.^^^ №ГР 36697-08 |
3 ед. типа ТОП-0,66 К= 100/5 КТ 0,5 №ГР 15174-06 |
Активная, реактивная | ||
16 |
ТП-26 фидер 2 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 ^ом^акс.^^^ №ГР 36697-08 |
3 ед. типа ТОП-0,66 К= 100/5 Кл. т. 0,5 №ГР 15174-06 |
Активная, реактивная | ||
17 |
ТП-11 РУ-0,4кВ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 ^ом^акс.^^^ №ГР 36697-08 |
3 ед. типа ТШП-0,66 К= 600/5 КТ 0,5 №ГР 15173-06 |
Активная, реактивная | ||
18 |
ПС "Калининская" яч.10 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 ^ом^акс.^^^ №ГР 36697-08 |
2 ед. типа ТПЛ-10 У3 К= 300/5 КТ 0,5 №ГР 1276-59 |
3 ед. НАМИТ-10-2 Ru=10000/100 КТ 0,5 №ГР 18178-99 |
Активная, реактивная | |
19 |
ПС "Калининская" яч.17 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 ^ом^акс.^^^ №ГР 36697-08 |
2 ед. типа ТПЛМ-10 К= 300/5 КТ 0,5 №ГР 2363-68 |
3 ед. НАМИТ-10-2 Ru=10000/100 КТ 0,5 №ГР 18178-99 |
Активная, реактивная | |
20 |
ТП 10/0,4 №366/40 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 ^ом^акс.^^^ №ГР 36697-08 |
3 ед. типа ТОП-0,66 К= 100/5 КТ 0,5 №ГР 15174-06 |
Активная, реактивная | ||
21 |
РЩ-0,4кВ АЗС |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 ^ом^акс.^^^ №ГР 36697-08 |
3 ед. типа ТОП-0,66 К= 100/5 КТ 0,5 №ГР 15174-06 |
Активная, реактивная |
Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК________________________
№ ИИК |
Вид энергии |
Значение с-os ф |
±6 5 %, [ %] WI5%< ^Wii''A!<^WI20% |
±6 20 %, [ %] WI20%< ^^изм<^^П00% |
±6 100 %, [ %] WI100%< ^^изм<^^П20% |
1,2, 4-10, 18, 19 |
Активная |
1 |
±0,8 |
±0,7 |
±0,7 |
0,8 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | ||
0,5 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,1 | ||
3, 11-17, 20, 21 |
1 |
±0,8 |
±0,7 |
±0,7 | |
0,8 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | ||
0,5 |
±1,3 |
±1,1 |
±1,1 | ||
1,2, 4-10, 18, 19 |
Реактивная |
0,8 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,2 |
0,5 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | ||
3, 11-17, 20, 21 |
0,8 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,1 | |
0,5 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,0 |
где ±6 [%] - значение границы допускаемой погрешности измерений активной и реактивной
электроэнергии при значении тока в сети 5% (±6 5 %), 20% (±6 20 %) и 100% (±6 100 %) от номинального (1ном);
Wii;m - значение активной (реактивной) электроэнергии при 5%-ном (WI5%), 20%-ном (WI20%), 100%-ном (Wii00%) и 120%-ном (WI120%) значении тока в сети от 1ном.
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4. Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:
20±5 °С
1±0,2 1ном
1±0,02 Uhom
0,9 инд
от 49 до 51
от -40 до +50
от -40 до +70
от Ihom до 120
от 85 до 110
0,5 инд - 1 - 0,5 емк
от 49 до 51
- температура окружающего воздуха
- сила тока
- напряжение
- коэффициент мощности (cos ф)
- частота питающей сети, Гц
5. Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:
- температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С
- температура окружающего воздуха для счетчиков , °С
- сила тока, % от номинального (1ном)
- напряжение, % от номинального (ином)
- коэффициент мощности (cos ф)
- частота питающей сети, Гц
6. Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,05 1ном; cosф = 0,85 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от +10 до +30°С.
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Абаканвагонмаш» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления te = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления te = 2 ч;
- сервер - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления te = 1 ч;
- СОЕВ - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления te = 2 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ посредством сети сотовой связи стандарта GSM. В случае аварийного отсутствия связи предусмотрен сбор информации непосредственно со счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загрузкой ее в базу данных ИВК с помощью ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ»,.
Регистрация событий:
а) в журнале событий счетчика:
- параметрирования,
- корректировки системного времени,
- отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
б) в журнале событий УСПД:
- параметрирования,
- отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях,
- входа в режим и выхода из режима подчинения устройстве точного времени;
в) в журнале событий ИВК:
- несанкционированного изменения ПО и параметрирования АИИС КУЭ,
- потери и восстановления связи со счетчиками,
- корректировки системного времени (расписание).
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- путем пломбирования счетчиков электроэнергии пломбировочной проволкой и пломбой спереди;
- путем пломбирования трансформаторов тока пломбой в 2-х местах на месте крепления задней крышки;
- путем пломбирования УСПД сбоку пломбой в 3-х местах;
- путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам, УСПД и серверу БД (размещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых шкафах);
б) защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках, УССВ, сервере БД, АРМ;
- разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров, времени и данных;
- регистрация событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии и мощности;
- защита результатов измерений при передаче.
Глубина хранения информации:
- счетчик - 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 табл. 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Абаканвагонмаш»
Наименование |
Обозначение |
Кол-во |
1 Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М У2 |
13 |
2 Трансформатор тока |
ТШП-0,66 |
6 |
3 Трансформатор тока |
ТШЛ-0,66 |
6 |
4 Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
18 |
5 Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
5 |
6 Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
4 |
7 Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 У3 |
9 |
8 Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
6 |
9 Электросчетчик |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
11 |
10 Электросчетчик |
СЭТ-4ТМ.03.09 |
10 |
11 Контроллер |
СИКОН С70 |
1 |
12 GSM-модем |
Teleofis RX-100R |
12 |
13 GSM-модем |
Cinterion MC52i Terminal |
1 |
14 Коммутатор |
D-Link DES 1016 |
1 |
15 ИБП |
1000 ВА |
1 |
16 ИБП |
500 ВА |
2 |
17 Сервер сбора данных |
ИВК «ИКМ Пирамида» |
1 |
Наименование |
Обозначение |
Кол-во |
18 УССВ |
УСВ-2 |
2 |
19 Сервер базы данных |
HP ProLiant DL 160 G6 |
1 |
20 Программное обеспечение «Пирамида 2000», версия 20.02/2010/С-300 |
«Конфигуратор СЭТ-4ТМ» |
1 |
«Пирамида 2000.Сервер» |
1 | |
«Пирамида 2000.АРМ» |
1 | |
«Пирамида 2000 мобильный АРМ» |
1 | |
БД MS SQL |
1 | |
21 Ведомость эксплуатационной документации |
86619795.422231.142.ВЭ |
1 |
22 Инструкция по эксплуатации КТС |
86619795.422231.142.ИЭ |
1 |
23 Паспорт-формуляр |
86619795.422231.142.ФО |
1 |
24 Массив входных данных |
86619795.422231.142.В6 |
1 |
25 Состав выходных данных |
86619795.422231.142.В8 |
1 |
26 Технологическая инструкция |
86619795.422231.142.И2 |
1 |
27 Руководство пользователя |
86619795.422231.142.И3 |
1 |
28 Инструкция по формированию и ведению базы данных |
86619795.422231.142.И4 |
1 |
29 Методика поверки |
16-05/006 МП |
1 |
30 Методика (методы) измерений |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом 16-05/006 МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Абаканвагонмаш», утвержденным 06.02.2012 г.
Основные средства поверки:
- измеритель сопротивления MRU-101 с пределом измерений от 0,52 до 20 кОм, отн. погрешность ± 2%;
- термометр ПТСВ-1-2 с измерителем-регулятором температуры МИТ 8.15 с пределом измерений от минус 50 до 450 °С, абс. погрешность ± 0,02 °С;
- вольтамперфазометр Парма ВАФ-А с пределами измерений:
а) для тока от 0 до 10 А, отн. погрешность ± [1 + 0,1 х (Ik / 1и — 1)] % ,
б) для напряжения от 0 до 460 В, отн. погрешность ± [1 + 0,1 х (Uk / ии - 1)] % ,
в) для частоты от 45 до 65 Гц, отн. погрешность ± 0,1 %,
г) для мощности от 0 до 4600 Вт (Вар), отн. погрешность ±3 %;
- переносной компьютер с ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ», «Оперативный сбор», «Пирамида 2000 мобильный АРМ».
Сведения о методах измерений
Методика (методы) измерений приведены в документе «Методика (методы) измерений активной и реактивной электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Абаканвагонмаш». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 16.01.00291.0062012 от 15.02.2012 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»;
3. РД 34.11.114-98 «Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные метрологические характеристики. Общие требования»;
4. Положение о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка и электроэнергии и мощности. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭМ. Технические требования».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.