Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Саратовэнерго"
| Номер в ГРСИ РФ: | 68413-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Интер РЭК", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии ПАО «Саратовэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля электрической энергии и мощности, поставляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 68413-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Саратовэнерго" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 002 |
Производитель / Заявитель
ООО "Интер РЭК", г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 68413-17: Описание типа СИ | Скачать | 137 КБ | |
| 68413-17: Методика поверки МП 4222-01-7716712474-2017 | Скачать | 590.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Саратовэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа «ЭКОМ-3000», каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора данных (сервер СД) ПАО «Саратовэнерго» на базе виртуальной машины Citrix XenCenter 7.0 с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», сервер базы данных (сервер БД) ПАО «Саратовэнерго» на базе виртуальной машины Citrix XenCenter 7.0 с установленным программным обеспечением (ПО) «Энфорс АСКУЭ», устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-3, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
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.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков, расположенных на ПС «Озинская», ПС «Петропавловка», ПС «Алгайская», ПС «Новоузенская», по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Измерительная информация из УСПД по основному каналу связи с помощью GSM/GPRS-модемов поступает на сервер СД. При отказе основного канала измерительная информация из УСПД поступает по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети стандарта GSM (GSM-оператора связи, отличного от основного), на сервер СД.
Данные со счётчиков, расположенных на ПС «Гмелинка», ПС «Кленовская», ПС «Терешка» и ПС «Буровка-тяговая» посредством GSM/GPRS-каналов связи (основного или резервного) передаются непосредственно на сервер СД. Сервер автоматически с интервалом 1 раз в сутки производит опрос всех счетчиков электрической энергии и УСПД и формирует в собственной памяти архивы для хранения данных и архивных данных по учёту и состоянию средств измерений.
На сервере СД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Далее результаты измерений поступают на сервер БД, где осуществляется формирование и хранение полученных данных, оформление отчётных документов, отображение информации на АРМ.
Передача информации от сервера БД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в филиал АО «СО ЕЭС» Саратовское РДУ и ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги, а также в другие смежные субъекты ОРЭМ, осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-3, синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Сервер АИИС КУЭ , ежесекундно, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении ±1 с, сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3. Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера СД осуществляется при каждом сеансе связи, и при расхождении ±1 с и более , УСПД производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени сервера СД.
Сравнение шкалы времени счётчиков, расположенных на ПС «Озинская», ПС «Петропавловка», ПС «Алгайская», ПС «Новоузенская», со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи и при расхождении ±1 с и более, счётчики производят синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСПД.
Сравнение шкалы времени счётчиков, расположенных на ПС «Гмелинка», ПС «Кленовская», ПС «Терешка» и ПС «Буровка-тяговая», со шкалой времени сервера СД осуществляется во время сеанса связи и при расхождении ±1 с и более, счётчики производят синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени сервера СД.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР» и ПО «Энфорс АСКУЭ». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
1 |
2 |
|
ПО «Альфа Ц |
ЕНТР» |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.10.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
ПО «Энфорс АСКУЭ» | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Enfadmin.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
2BCD5602B5A6CFF5BBC2808EAAB76315 |
|
Идентификационное наименование ПО |
NewOpcon.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
18CE1FF72BEB15738F37825C74795BD3 |
|
Идентификационное наименование ПО |
NewReports.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
C0E384BE38FBCB5CFEF31DDA19A188E2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcFormula.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
086F585262236B4C6F5CD68B10606E12 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Alfa repl.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
2B7C3A612D89EC5EBC90F3A526EEBFD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
M80020 IMP.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7DC417504B8AD5C1B8496DB1BD9E2EFD |
|
Идентификационное наименование ПО |
NewMEdit.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
04632AF4A44AB5304E71A50612C24DC2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Dataproc.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
63BD1C7B5D1D810ED43B38C44C04FBD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
TradeGR.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
5B85B80C024C1E72CC9A79DD6B39070B |
|
Идентификационное наименование ПО |
M80020.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7306788AD3A17AC47F6E9B51DC3963A4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
M80030.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
9CFE5972D6918043EC85B8E0AFF18CDC |
|
Идентификационное наименование ПО |
NewM51070.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.4 |
|
1 |
2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
F74C961E0A1FBFB7F7121B1F552403AB |
|
Идентификационное наименование ПО |
M80050.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
A55E874DA138772EE9EFAC5D2B6BC84A |
|
Идентификационное наименование ПО |
M80070.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7e24a0af607a7c19768283d3b066cff1 |
|
Идентификационное наименование ПО |
M50080.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52da693513088e93fbf11ad09b8df286 |
|
Идентификационное наименование ПО |
XL Report.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d1d2658e31de06cfb8bd09bf0f779f7c |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСПД/ УСВ/ Сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110 кВ Озинская, ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Озинки-Семиглавый Мар |
ТФЗМ 110Б-1 У1 600/5 КТ 0,5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
«ЭКОМ-3000», рег. № 17049-09/ УСВ-3, рег. № 51644-12/ Citrix XenCenter 7.0 |
|
2 |
ПС 110 кВ Озинская, ОРУ-110 кВ, СОВ-110 кВ Семиглавый Мар |
ТФЗМ 110Б-1 У1 600/5 КТ 0,5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
3 |
ПС 35 кВ «Петропавловка», РУ-35 кВ, 2 СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Петропавловка-Джаксыбай |
ТФН-35М 100/5 КТ 0,5 Рег. № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
«ЭКОМ-3000», рег. № 17049-09/ УСВ-3, рег. № 51644-12/ Citrix XenCenter 7.0 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4 |
ПС 110 кВ Алгайская, РУ-35 кВ, 1 СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Алгай-Казталовка |
ТФЗМ 35А-У1 75/5, КТ 0,5 Рег. № 26417-04 |
НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
«ЭКОМ-3000», рег. № 17049-09/ УСВ-3, рег. № 51644-12/ Citrix XenCenter 7.0 |
|
5 |
ПС 110 кВ Новоузенская, РУ-35 кВ, 2 СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Новоузенская-Богатырево |
ТФН-35М 150/5 КТ 0,5 Рег. № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
«ЭКОМ-3000», рег. № 17049-09/ УСВ-3, рег. № 51644-12/ Citrix XenCenter 7.0 |
|
6 |
ПС 110 кВ Гмелинка, ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Лепехинка-Гмелинка №288 |
ТФЗМ 110Б-1 У1 300/5 КТ 0,5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3, рег. № 51644-12/ Citrix XenCenter 7.0 |
|
7 |
ПС 35 кВ Кленовская ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Свёрдлово-Кленовская |
ТФЗМ 35Б-1 У1 150/5 КТ 0,5 Рег. № 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
8 |
ПС 220 кВ Терешка ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ СарГЭС-Терешка с отп. на ПС Вольская |
ТФЗМ 220B-IV 1000/5 КТ 0,2 Рег. № 31548-06 |
CPB 245 220000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 15853-06 |
A1802RALXQV-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
9 |
ПС 220 кВ Терешка ОРУ-220 кВ, ОВ-220 кВ |
ТФЗМ 220B-IV 1000/5 КТ 0,2 Рег. № 31548-06 |
CPB 245 220000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 15853-06 |
A1802RALX QV-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
10 |
ПС 220 кВ Терешка ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Саратовская-Терешка |
ТФЗМ 220B-IV 1000/5 КТ 0,2 Рег. № 31548-06 |
CPB 245 220000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 15853-06 |
A1802RALXQV-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2____________________
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
12 |
ПС 220 кВ Буровка-тяговая ОРУ-220 кВ, СВ 220 кВ |
TG-245 300/5 КТ 0,2 Рег. № 30489-05 |
НАМИ-220 УХЛ1 220000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 20344-05 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
УСВ-3, рег. № 51644-12/ Citrix XenCenter 7.0 |
|
13 |
ПС 220 кВ Буровка-тяговая ОРУ-220 кВ, Ввод Т2 220 кВ |
TG-245 300/5 КТ 0,2 Рег. № 30489-05 |
НАМИ-220 УХЛ1 220000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 20344-05 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
|
1, 2, 4, 5 |
Активная Реактивная |
1,4 2,1 |
3,3 5,3 |
|
3, 6 |
Активная Реактивная |
1,4 2,1 |
3,3 5,7 |
|
7 |
Активная Реактивная |
1,3 1,9 |
3,0 4,7 |
|
8-10 |
Активная Реактивная |
0,6 1,0 |
1,4 2,3 |
|
12,13 |
Активная Реактивная |
0,9 1,3 |
1,5 2,5 |
|
Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC (SU), с |
±5 | ||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cosф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +30 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
12 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 50 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % от Ihom - коэффициент мощности cos9 (sm9) - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С: СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М Альфа А1800 - температура окружающей среды для УСПД, °С - температура окружающей среды для сервера, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, не более, % |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +60 от -40 до +60 от -40 до +65 от -10 до +50 от +10 до +25 от 80 до 106,7 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: СЭТ-4ТМ.03: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
90000 2 140000 2 165000 2 120000 2 75000 24 45000 2 208051 0,5 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации: Счетчики: СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Альфа А1800: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113 10 180 30 45 10 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты.
В журналах событий фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД
- сервера;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 110Б-1 У1 |
8 |
|
ТФН-35М |
4 | |
|
ТФЗМ 35А-У1 |
2 | |
|
ТФЗМ 35Б-1 У1 |
2 | |
|
ТФЗМ 220B-IV |
9 | |
|
TG-245 |
6 | |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
9 |
|
ЗНОМ-35-65 |
9 | |
|
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 | |
|
CPB 245 |
6 | |
|
НАМИ-220 УХЛ1 |
3 | |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
4 |
|
СЭТ-4ТМ.03М |
3 | |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
5 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
«ЭКОМ -3000» |
4 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер БД на базе виртуальной машины |
Citrix XenCenter 7.0 |
1 |
|
Сервер СД на базе виртуальной машины |
Citrix XenCenter 7.0 |
1 |
|
Автоматизированное рабочее место |
АРМ |
1 |
Документация
Методика поверки__МП 4222-01-7716712474-2017 с Изменением № 1__1
Формуляр ФО 4222-01-7716712474-2017 с Изменением № 1 1
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-01-7716712474-2017 с Изменением №1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Саратовэнерго». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 24.04.2020 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- устройство частотно-временной синхронизации по сигналам спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС и GPS NAVSTAR СН-3833, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 23276-02;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 33750-1207.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Саратовэнерго». МВИ 4222-01-7716712474-2020, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ», аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии ПАО «Саратовэнерго»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
