Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Калининградской области (ГТП Балтийск, Дунаевка)
| Номер в ГРСИ РФ: | 54636-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
| 54636-13: Описание типа СИ | Скачать | 117 КБ |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 54636-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Калининградской области (ГТП Балтийск, Дунаевка) |
| 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 953 п. 23 от 23.08.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1611/550-2013 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 54636-13: Описание типа СИ | Скачать | 117 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Калининградской области (ГТП Балтийск, Дунаевка) (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) RTU-325L (Госреестр № 37288-08) (для ИИК 1 - 4 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 кВт^ч.
На ПС 110/10 кВ Дунаевка установлен УСПД RTU-325L, 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 RTU-325L, 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 происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и ССД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 10 - 13 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 10 - 13 и УСПД на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 9 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 - Идентификационные данные ПО__________________________________
|
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 668df26828eff7 |
MD5 |
|
драйвер кэширования ввода данных |
cachect.dll |
7682c987fb7603c985 3c9alll0f6009d | |||
|
драйвер опроса счетчика СЭТ 4ТМ |
Re-gEvSet4tm.dll |
3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 | |||
|
драйвера кэширования и опроса данных контроллеров |
caches 1.dll |
b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb | |||
|
cacheS10.dll |
6802cbdeda81efea2b 17145ff22efOO | ||||
|
siconsl0.dll |
4b0ea7c3e50a73099fc9908f c785cb45 | ||||
|
sicons50.dll |
8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 | ||||
|
драйвер работы с СОМ-портом |
comrs232.dll |
bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf | |||
|
драйвер работы с БД |
dbdLdll |
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 О-36 60/15/10 кВ г. Балтийск, ЗРУ-10 кВ, Т-1 ввод 10 кВ |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт =600/5 Зав. № 20363; 24482 Госреестр № 1261-59 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3264 Госреестр № 831-53 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1106120089 Госреестр № 46634-11 |
HP ProLiant DL180G6 Зав. № CZJ2380JB4 |
активная реактивная | |
|
2 |
ПС О-36 60/15/10 кВ г. Балтийск, ЗРУ-10 кВ, Т-2 ввод 10 кВ |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт =600/5 Зав. № 9404; 19956 Госреестр № 1261-59 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3277 Госреестр № 831-53 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1106120159 Госреестр № 46634-11 |
активная реактивная | ||
|
3 |
ПС О-36 60/15/10 кВ г. Балтийск, ЗРУ-15 кВ, Т-1 ввод 15 кВ |
ТПОЛ 20 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 92; 94 Госреестр № 5716-91 |
ЗНОЛ-ЭК-15 кл. т 0,5 Ктн = 15750^3/ 100'/3 Зав. № 4782; 4785; 4776; Госреестр № 47583-11 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1106120653 Госреестр № 46634-11 |
активная реактивная | ||
|
4 |
ПС О-36 60/15/10 кВ г. Балтийск, ЗРУ-15 кВ, Т-2 ввод 15 кВ |
ТПОЛ 20 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 43; 168 Госреестр № 5716-91 |
ЗНОЛ-ЭК-15 кл. т 0,5 Ктн = 15750^3/ 100^3 Зав. № 4754; 4753; 4766; Госреестр № 47583-11 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1106120597 Госреестр № 46634-11 |
активная реактивная | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
5 |
ПС О-69 Дунаевка 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, Т-1 ввод 110 кВ |
ТРГ-110 II* кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 5047;5046;5045 Госреестр № 26813-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = 110000/^3/ 100/'/3 Зав. № 6574; 6576; 6570 Госреестр № 24218-08 |
A1805-RALQ-P4GB-DW4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01234309 Госреестр № 31857-11 |
RTU-325L Зав. № 006217 Госреестр № 37288-08 |
HP ProLiant DL180G6 Зав. № CZJ2380JB4 |
активная реактивная |
|
6 |
ПС О-69 Дунаевка 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, Т-2 ввод 110 кВ |
ТРГ-110 II* кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 5049; 5050; 5048 Госреестр № 26813-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = 110000/^3/ 100/"3 Зав. № 6577; 6575; 6572 Госреестр № 24218-08 |
A1805-RALQ-P4GB-DW4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01234310 Госреестр № 31857-11 |
активная реактивная | ||
|
7 |
ПС О-69 Дунаевка 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, Т-1 ввод 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 14552-11; 22168-11; 22173-11; Госреестр № 32139-11 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3/ 100/03 Зав. № 02352-11; 02351-11; 02353-11; Госреестр № 35956-07 |
A1805-RALQ-P4GB-DW4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01234305 Госреестр № 31857-11 |
активная реактивная | ||
|
8 |
ПС О-69 Дунаевка 110/10 кВ, ЩСН-0,4 кВ, ТСН-1 ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 250/5 Зав. № 11/178802; 11/178796; 11/178798; Госреестр № 22656-07 |
A1805-RALQ-P4GB-DW4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01234307 Госреестр № 31857-11 |
активная реактивная | |||
|
9 |
ПС О-69 Дунаевка 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, Т-2 ввод 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 22417-11; 22218-11; 22296-11; Госреестр № 32139-11 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3/ 100/03 Зав. № 01650-11; 01743-11; 02354-11; Госреестр № 35956-07 |
A1805-RALQ-P4GB-DW4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01234306 Госреестр № 31857-11 |
активная реактивная | ||
|
10 |
ПС О-69 Дунаевка 110/10 кВ, ЩСН-0,4 кВ, ТСН-2 ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 250/5 Зав. № 11/178797; 11/178803; 11/178801; Госреестр № 22656-07 |
A1805-RALQ-P4GB-DW4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01234308 Госреестр № 31857-11 |
активная реактивная |
Таблица 3
|
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 - 4 (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 | |
|
5, 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,8 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,3 |
±2,5 |
±2,5 | |
|
7, 9 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,4 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,9 |
±2,8 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,8 |
±3,3 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,9 |
±2,5 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±5,6 |
±3,4 |
±2,7 |
±2,7 | |
|
8, 10 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,1 |
±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 |
- |
±5,6 |
±3,1 |
±2,4 | |
|
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
±7,3 |
±4,8 |
±4,2 |
|
0,8 |
- |
±5,6 |
±4,1 |
±3,8 | |
|
0,7 |
- |
±4,9 |
±3,8 |
±3,6 | |
|
0,5 |
- |
±4,2 |
±3,5 |
±3,4 | |
|
5, 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 1,0) |
0,9 |
±6,5 |
±4,8 |
±4,1 |
±4,1 |
|
0,8 |
±6,5 |
±4,2 |
±3,7 |
±3,7 | |
|
0,7 |
±6,5 |
±3,9 |
±3,5 |
±3,5 | |
|
0,5 |
±6,4 |
±3,7 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
7, 9 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
±6,7 |
±5,0 |
±4,2 |
±4,2 |
|
0,8 |
±6,6 |
±4,3 |
±3,8 |
±3,8 | |
|
0,7 |
±6,6 |
±4,0 |
±3,6 |
±3,6 | |
|
0,5 |
±6,6 |
±3,7 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
8, 10 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
±7,1 |
±4,6 |
±4,0 |
|
0,8 |
- |
±5,5 |
±3,9 |
±3,6 | |
|
0,7 |
- |
±4,8 |
±3,7 |
±3,5 | |
|
0,5 |
- |
±4,2 |
±3,4 |
±3,3 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Лист № 7
Всего листов 10 Примечания:
1. Погрешность измерений Si(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 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 1,02Uhom;
• сила тока от Ihom до 1,2-Ihom, cos9=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9Uhom до 1,1Uhom,
• сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 5 - 7, 9, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 1 - 4, 8, 10;
• 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 счетчики ИИК № 1 - 4 ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии, счетчики ИИК № 5 - 10 по ГОСТ 26035-83 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.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов
• счетчик электроэнергии A1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
• RTU 325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 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, УСПД, 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.05МК - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4. Таблица 4
|
Наименование |
Тип |
Кол., шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счётчик |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12.01 |
4 |
|
Счётчик |
A1805-RALQ-P4GB-DW4 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ 20 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТРГ-110 II* |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-ЭК-15 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
6 |
|
Коммуникатор GSM |
С-1.02 |
2 |
|
УСПД |
RTU-325L |
1 |
|
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 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
|
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 1611/550-2013 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.845 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1611/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборон-энергосбыт» по Калининградской области (ГТП Балтийск, Дунаевка). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 28 июня 2013 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- RTU-325L - по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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 2011 г.;
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2010 г.;
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
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 (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Калининградской области (ГТП Балтийск)». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0220/201201.00324-2011 от 02.11.2012 г.;
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Калининградской области (ГТП Дуна-евка)». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0197/2013-01.003242011 от 05.06.2013 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.
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
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
