Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Ярославской области (ГТП Селифонтово)
Номер в ГРСИ РФ: | 53625-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 53625-13 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Ярославской области (ГТП Селифонтово) |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 530 п. 12 от 29.05.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 1558/550 2013 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
53625-13: Описание типа СИ | Скачать | 249.6 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Ярославской области (ГТП Селифонто-во) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ, выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - 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 9 - 14 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 сбора данных (ССД) регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт», основной и резервный серверы баз данных (СБД) ОАО «Оборонэнергосбыт», автоматизированное рабочее место (АРМ), УССВ УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
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 АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
На ПС 35/10 кВ Селифонтово установлен УСПД СИКОН С70, который раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивает счетчики, также в нем осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчиках коэффициенты трансформации выбраны равные единице, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.
ССД, устанавливаемый в ЦСОИ регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт», с периодичностью один раз в 24 часа по GSM-каналу опрашивает УСПД СИКОН С70, а также счетчики на ПС, не оборудованных УСПД, и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности, в автоматическом режиме один раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.
АРМ, установленные в ЦСОИ ОАО «Оборонэнергосбыт», считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени УСВ-2, УСПД, ССД регионального отделения ОАО «Обо-ронэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» и счетчиков. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав УСВ-2 входят GPS-приемники, что обеспечивает ход часов УСВ-2 не более ±0,35 с/сут.
Сравнение показаний часов УСВ-2 и СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-2 и СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется один раз в час вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-2 и СБД ОАО «Оборонэнергосбыт».
Сравнение показаний часов УСВ-2 и ССД регионального отделения ОАО «Оборонэнер-госбыт» осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-2 и сервера регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется один раз в час вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-2 и ССД регионального отделения ОАО «Оборон-энергосбыт».
Сравнение показаний часов УСПД и ССД осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСПД и ССД осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и ССД на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 8 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 8 и УСПД на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 9 - 14 и ССД регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется один раз в сутки, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера регионального отделения ОАО «Оборон-энергосбыт» на величину более чем ± 1 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
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 17145ffl22efOO | ||||
siconsl0.dll |
4b0ea7c3e50a73099fc9908f c785cb45 | ||||
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 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИИК 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 АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав ИИК |
Вид электроэнергии | ||||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВКЭ |
ИВК | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
ПС 35/10 кВ Селифонтово, РУ-10 кВ, ф. №3 |
ТОЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 1549; Г осреестр № 7069-02 ТВЛМ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 70314; Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1403 Госреестр № 83169 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806126429 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Зав. № 03906 Госреестр № 28822-05 |
HP ProLiant DL180G6 Зав. № CZJ1470F4M |
активная реактивная |
2 |
ПС 35/10 кВ Селифонтово, РУ-10 кВ, ф. №5 |
ТВЛМ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 74823; 74841; Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1403 Госреестр № 83169 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806125453 Г осреестр № 36697-08 |
активная реактивная | ||
3 |
ПС 35/10 кВ Селифонтово, РУ-10 кВ, ф. №7 |
ТОЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 1545; Г осреестр № 7069-02 ТОЛ-10-I кл. т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 20517; Г осреестр № 15128-07 |
НТМИ-10-66 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1403 Госреестр № 83169 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806126266 Г осреестр № 36697-08 |
активная реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
4 |
ПС 35/10 кВ Селифонтово, РУ-10 кВ, ф. №9 |
ТОЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 1539; 1540; Г осреестр № 7069-02 |
НТМИ-10-66 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1403 Госреестр № 83169 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806126293 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Зав. № 03941 Госреестр № 28822-05 |
HP ProLiant DL180G6 Зав. № CZJ1470F4M |
активная реактивная |
5 |
ПС 35/10 кВ Селифонтово, РУ-10 кВ, ф. №11 |
ТВЛМ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 70564; 56842; Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1403 Госреестр № 83169 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806126316 Г осреестр № 36697-08 |
активная реактивная | ||
6 |
ПС 35/10 кВ Селифонтово, РУ-10 кВ, ф. №4 |
ТВЛМ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 80239; Г осреестр № 1856-63 ТОЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 18952; Г осреестр № 7069-07 |
НТМИ-10-66 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 6443 Госреестр № 83169 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806126245 Г осреестр № 36697-08 |
активная реактивная | ||
7 |
ПС 35/10 кВ Селифонтово, РУ-10 кВ, ф. №6 |
ТОЛ-10-I кл. т. 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 3148; Г осреестр № 15128-03 ТВЛМ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 50776; Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 6443 Госреестр № 83169 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806126098 Госреестр № 3669708 |
активная реактивная | ||
8 |
ПС 35/10 кВ Селифонтово, РУ-10 кВ, ф. №10 |
ТОЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 32700; 1550; Г осреестр № 7069-02 |
НТМИ-10-66 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 6443 Госреестр № 83169 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806126309 Г осреестр № 36697-08 |
активная реактивная | ||
9 |
ЗТПП 10/0,4 кВ "Насосная", РУ-0,4 кВ |
_ |
_ |
ПСЧ-3АРТ.07.132.1 кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 03000640 Г осреестр № 36698-08 |
- |
активная реактивная | |
10 |
КТП 10/0,4 кВ "Селифон-тово-1", РУ-0,4 кВ, ввод Т-1 0,4 кВ |
_ |
_ |
ПСЧ-3АРТ.07.132.1 кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 03000844 Г осреестр № 36698-08 |
активная реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
11 |
ЗТПП 10/0,4 кВ "Селифон-тово-3", РУ-0,4 кВ, ввод Т- 1 0,4 кВ |
ТТИ кл. т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № T43957; T44071; T44178; Г осреестр № 28139-12 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0605125310 Г осреестр № 36355-07 |
- |
HP ProLiant DL180G6 Зав. № CZJ1470F4M |
активная реактивная |
12 |
ЗТПП 10/0,4 кВ "Селифон-тово-3", РУ-0,4 кВ, ввод Т- 2 0,4 кВ |
ТТИ кл. т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № T44151; T44152; T44156; Г осреестр № 28139-12 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0605125289 Г осреестр № 36355-07 |
активная реактивная | ||
13 |
ЗТПП 10/0,4 кВ "Кормили-цино-2", РУ-0,4 кВ, ввод Т-1 0,4 кВ |
ТТИ кл. т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № L24221; L24223; L24230; Г осреестр № 28139-12 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0605125332 Г осреестр № 36355-07 |
активная реактивная | ||
14 |
ЗТПП 10/0,4 кВ "Кормили-цино-2", РУ-0,4 кВ, ввод Т-2 0,4 кВ |
ТТИ кл. т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № L24234; L24240; L24244; Г осреестр № 28139-12 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0606120218 Г осреестр № 36355-07 |
активная реактивная |
Таблица 3
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % | ||
I5 %- I изм< I 20 % |
I 20 %- I изм< I 100 % |
I100 %- I изм- I 120 % | ||
1 - 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 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 | |
11 - 14 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 |
0,9 |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
0,8 |
±3,1 |
±2,0 |
±1,7 | |
0,7 |
±3,7 |
±2,3 |
±1,9 | |
0,5 |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 | |
9, 10 (Счетчик 1,0) |
1,0 |
±3,0 |
±2,8 |
±2,8 |
0,9 |
±3,1 |
±2,8 |
±2,8 | |
0,8 |
±3,2 |
±2,8 |
±2,8 | |
0,7 |
±3,2 |
±2,9 |
±2,9 | |
0,5 |
±3,4 |
±3,0 |
±3,0 |
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % | ||
I5 %- I изм< I 20 % |
I 20 %- I изм< I 100 % |
I100 %- I изм- I 120 % | ||
1 - 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
±7,8 |
±4,3 |
±3,3 |
0,8 |
±5,2 |
±3,1 |
±2,5 | |
0,7 |
±4,4 |
±2,7 |
±2,3 | |
0,5 |
±3,5 |
±2,3 |
±2,1 | |
11 - 14 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) |
0,9 |
±7,5 |
±3,9 |
±2,8 |
0,8 |
±4,9 |
±2,7 |
±2,2 | |
0,7 |
±4,2 |
±2,4 |
±2,0 | |
0,5 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,8 | |
9, 10 (Счетчик 2,0) |
0,9 |
±4,8 |
±2,7 |
±2,2 |
0,8 |
±4,4 |
±2,6 |
±2,2 | |
0,7 |
±4,3 |
±2,5 |
±2,2 | |
0,5 |
±4,2 |
±2,5 |
±2,2 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 61(2>%P и 51(2)%q для cosф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 61(2)%P и 31(2)%Q для cosф<1,0 нормируется от I2%.
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 1ном до 1,2-Ihom, cosф=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,
• сила тока от 0,05 Ihom до 1,2;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 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 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
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 2. 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.
Лист № 8
Всего листов 10 Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• счетчик электроэнергии ПСЧ-3АРТ.07 - среднее время наработки на отказ не менее 88000 часов;
• СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
• УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 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:
• счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• счетчики электроэнергии ПСЧ-3АРТ.07 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 60 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИ-ИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4
Наименование |
Тип |
Кол. |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
7 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
2 |
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
7 |
Трансформатор тока |
ТТИ |
12 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 |
Электросчетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
8 |
Электросчетчик |
ПСЧ-3АРТ.07.132.1 |
2 |
Электросчетчик |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 |
4 |
УСПД |
СИКОН С70 |
3 |
Контроллер |
С-1.02 |
5 |
Сервер регионального отделения ОАО «Оборон-энергосбыт» |
HP ProLiant DL180G6 |
1 |
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-2 |
3 |
Сервер портов RS-232 |
Moxa NPort 5410 |
1 |
GSM Модем |
Teleofis RX100-R |
1 |
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 1000 RM |
1 |
Сервер БД ОАО «Оборонэнергосбыт» |
SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7) |
2 |
GSM Модем |
Cinterion MC35i |
2 |
Коммутатор |
3Com 2952-SFP Plus |
2 |
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 3000 RM |
2 |
Методика поверки |
МП 1558/550-2013 |
1 |
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.671.01 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1558/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборон-энергосбыт» по Ярославской области (ГТП Селифонтово). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в марте 2013 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков электроэнергии ПСЧ-3АРТ.07 - по методике поверки ИЛГШ.411152.147 РЭ, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2008 г.;
- счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, соласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ 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», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
Лист № 10
Всего листов 10 Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе:
- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Ярославской области (ГТП Селифонтово)». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0208/2012-01.00324-2011 от 26.10.2012 года.
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.
6 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.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.