Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Красноярскому краю (ГТП Ужур, Ораки, Малый Имыш)
| Номер в ГРСИ РФ: | 54637-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
| 54637-13: Описание типа СИ | Скачать | 114.8 КБ |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 54637-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Красноярскому краю (ГТП Ужур, Ораки, Малый Имыш) |
| 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. 24 от 23.08.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1612/550-2013 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 54637-13: Описание типа СИ | Скачать | 114.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Красноярскому краю (ГТП Ужур, Ора-ки, Малый Имыш) (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 № 28822-05) (для ИИК 1 - 11 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 №30 «Ораки», ПС №67 «Ужурсовхоз» установлены УСПД, которые раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики, также в них 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, 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 12 - 15 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 12 - 15 и УСПД на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 11 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 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 |
6804cbdeda81efea2b 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 7e018dl2f76131 |
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 |
Энергоблок в/ч 32441, РУ-6 кВ, ввод Т-1 6 кВ |
ТОЛ-10-I кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 288; 287 Госреестр № 15128-07 |
ЗНОЛ.06 кл. т 0,5 Ктн = 6000/^3/ 100/С3 Зав. № 3902; 3296; 2572 Госреестр № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0811090409 Госреестр № 36697-08 |
- |
Сервер HP ProLiant DL180G6* Зав. № CZJ13406L1 |
активная реактивная |
|
2 |
Энергоблок в/ч 32441, РУ-6 кВ, ввод Т-2 6 кВ |
ТОЛ-10-I кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 286; 405 Госреестр № 15128-07 |
ЗНОЛ.06 кл. т 0,5 Ктн = 6000/^3/ 100/С3 Зав. № 20515; 2798; 2368 Госреестр № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0811090402 Госреестр № 36697-08 |
активная реактивная | ||
|
3 |
ЦРП-10 (10 кВ), РУ-10 кВ, яч. ф. 19 |
ТПЛ-10с кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 9674; 9689 Госреестр № 29390-05 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 586 Госреестр № 83153 |
ПСЧ-3АРТ.07.132.3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 03000952 Госреестр № 36698-08 |
активная реактивная | ||
|
4 |
ЦРП-10 (10 кВ), РУ-10 кВ, яч. ф. 18 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 47214; 3165 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 586 Госреестр № 83153 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0106082330 Госреестр № 27524-04 |
активная реактивная | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
5 |
ЦРП-10 (10 кВ), РУ-10 кВ, яч. ф. 20 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 3207; 3162 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 586 Госреестр № 83153 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0811090044 Госреестр № 36697-08 |
- |
Сервер HP ProLiant DL180G6* Зав. № CZJ13406L1 |
активная реактивная |
|
6 |
ЦРП-10 (10 кВ), РУ-10 кВ, яч. ф. 10 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 0640; 0698 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 326 Госреестр № 83153 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0811090086 Госреестр № 36697-08 |
активная реактивная | ||
|
7 |
ЦРП-10 (10 кВ), РУ-10 кВ, яч. ф. 9 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 1018; 532 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 326 Госреестр № 83153 |
ПСЧ-3АРТ.07.132.3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 03000938 Госреестр № 36698-08 |
активная реактивная | ||
|
8 |
ЦРП-10 (10 кВ), РУ-10 кВ, яч. ф. 6 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 33974; 44112 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 326 Госреестр № 83153 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0106082370 Госреестр № 27524-04 |
активная реактивная | ||
|
9 |
ЦРП-10 (10 кВ), РУ-10 кВ, яч. ф. 24 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 983; 934 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 586 Госреестр № 83153 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0106080762 Госреестр № 27524-04 |
активная реактивная | ||
|
10 |
ЦРП-10 (10 кВ), РУ-10 кВ, яч. ф. 25 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 35027; 47679 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 586 Госреестр № 83153 |
ПСЧ-3АРТ.07.132.3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 03000923 Госреестр № 36698-08 |
активная реактивная | ||
|
11 |
ЦРП-10 (10 кВ), РУ-10 кВ, яч. ф. 5 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 1563; 7894 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 326 Госреестр № 83153 |
ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0611111856 Госреестр № 36355-07 |
активная реактивная | ||
|
12 |
ПС №30 «Ораки» 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. ф. 6 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 49051; 47752 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 5074 Госреестр № 83169 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0802130579 Госреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Зав. № 06763 Госреестр№ 28822-05 |
активная реактивная | |
|
13 |
ПС №30 «Ораки» 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. ф. 11 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 17760; 45240 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3253 Госреестр № 83169 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0822126407 Госреестр № 36697-08 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
14 |
ПС №67 «Ужурсовхоз» 35/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 5 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 36826; 33327 Госреестр № 1276-59 |
НАМИ-10 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 1047 Госреестр № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0803136224 Госреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Зав. № 06766 Госреестр № 28822-05 |
Сервер HP ProLiant DL180G6* Зав. № CZJ13406L1 |
активная реактивная |
|
15 |
ПС №67 «Ужурсовхоз» 35/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 14 |
ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 2246; 9287 Госреестр № 2473-69 |
НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1958 Госреестр № 831 69 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0803136692 Госреестр № 36697-08 |
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 %— 1 изм< 1 20 % |
1 20 %— 1 изм< 1 100 % |
1100 %— 1 изм— 1 120 % | ||
|
1 - 13, 15 (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 | |
|
14 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,0 |
±1,8 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,3 |
±1,9 | |
|
0,5 |
- |
±5,6 |
±3,2 |
±2,5 | |
|
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
Ci2l— 1 изм< 1 5 % |
I5 %— 1 изм< 1 20 % |
1 20 %— 1 изм< 1 100 % |
1100 %— 1 изм— 1 120 % | ||
|
1 - 13, 15 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
±7,2 |
±4,0 |
±3,1 |
|
0,8 |
- |
±5,2 |
±3,1 |
±2,6 | |
|
0,7 |
- |
±4,3 |
±2,7 |
±2,3 | |
|
0,5 |
- |
±3,5 |
±2,3 |
±2,1 | |
|
14 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
±7,1 |
±3,8 |
±2,9 |
|
0,8 |
- |
±5,1 |
±2,9 |
±2,4 | |
|
0,7 |
- |
±4,3 |
±2,6 |
±2,2 | |
|
0,5 |
- |
±3,5 |
±2,3 |
±2,1 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%Р и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%p и 51(2)%Q для cosc 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 0,98Uhom до 1,02^Uhom;
• сила тока от 1ном 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 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,
• сила тока от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom;
• 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 ИИК № 1 - 3, 5 - 7, 10 - 15 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии, счетчики ИИК № 4, 8, 9 по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и 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 СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 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, 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 СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03, ПСЧ-4ТМ.05М - 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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4. Таблица 4
|
Наименование |
Тип |
Кол. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
22 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10с |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
8 |
|
Счетчик |
ПСЧ-3АРТ.07.132.3 |
3 |
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
3 |
|
Счетчик |
ПСЧ-4ТМ.05М |
1 |
|
УСПД |
СИКОН С70 |
2 |
|
Контроллер |
СИКОН ТС65 |
2 |
|
Контроллер |
SDM-TC65 |
3 |
|
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 |
|
1 |
2 |
3 |
|
GSM Модем |
Cinterion MC35i |
2 |
|
Коммутатор |
3Com 2952-SFP Plus |
2 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 3000 RM |
2 |
|
Методика поверки |
МП 1612/550-2013 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.585 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1612/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборон-энергосбыт» по Красноярскому краю (ГТП Ужур, Ораки, Малый Имыш). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 18 июня 2013 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-3АРТ.07 - по методике поверки ИЛГШ.411152.147 РЭ согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике 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 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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Красноярскому краю (ГТП Ужур)». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0171/2012-01.00324-2011 от 12.10.2012 г.;
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Красноярскому краю (ГТП Ораки)». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0234/2012-01.00324-2011 от 09.11.2012 г.;
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Красноярскому краю (ГТП Малый Имыш)». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0015/201201.00324-2011 от 01.02.2012 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
