Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Чайковский" Кунгурское ЛПУ МГ КС "Кунгурская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 91382-24 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Г азпром трансгаз Чайковский» Кунгурское ЛПУ МГ КС «Кунгурская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 91382-24 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Чайковский" Кунгурское ЛПУ МГ КС "Кунгурская" |
Производитель / Заявитель
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 91382-24: Описание типа | Скачать | 477.3 КБ | |
| 91382-24: Методика поверки | Скачать | 3.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Кунгурское ЛПУ МГ КС «Кунгурская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения. ИВК включает в себя специализированное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, сервер синхронизации времени, сервер баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт».
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной 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 минут;
- средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая мощность.
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в
счетчиках электроэнергии;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения
параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий;
- дистанционный доступ к компонентам АИИС КУЭ.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между ИВК, АРМ, информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:
- посредством локальной вычислительной сети для передачи данных от сервера БД на АРМ;
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД на АРМ;
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы.
Информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде электронного документа XML в формате 80030. Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ и/или сервере БД.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485, спутникового канала (основной канал для № ИК 1-5), телефонного канала ТЧ связи (основной канал для № ИК 6-17), GSM/GPRS канала (резервный канал) передачи данных от счетчиков до ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера БД на АРМ;
- посредством наземного канала связи Е1 для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и/или АРМ (основной канал);
- посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и/или АРМ (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя сервер синхронизации времени, часы Сервера БД и счетчиков. Сервер БД получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени. Синхронизация часов Сервера БД с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов Сервера БД осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов Сервера БД ±2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 18.001-2023 наносится типографским способом в формуляр и на информационную табличку корпуса сервера БД методом шелкографии.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК
|
№ ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110 кВ Новокунгурская ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 2 ввод № 1 10 кВ |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 25433-03 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3:100/V3 Рег. № 21988-01 |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 48266-11 |
ССВ-1Г Рег. № 5830114; Сервер БД |
|
2 |
ПС 110 кВ Новокунгурская ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.1 ВЛ 10 кВ №1 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 25433-03 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3:100/V3 Рег. № 21988-01 |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.G Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 48266-11 | |
|
3 |
ПС 110 кВ Новокунгурская ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.7 ВЛ 10 кВ №7 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 25433-03 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3:100/V3 Рег. № 21988-01 |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 48266-11 | |
|
4 |
ПС 110 кВ Новокунгурская ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 24 ввод № 2 10 кВ |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 25433-03 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3:100/V3 Рег. № 21988-01 |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 48266-11 | |
|
5 |
ПС 110 кВ Новокунгурская ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.21 ВЛ 10 кВ №17 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 25433-03 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3:100/V3 Рег. № 21988-01 |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 48266-11 | |
|
6 |
ПС 110 кВ Калиничи ОРУ-35 кВ ВКЛ 35 кВ Калиничи-Компрессорная ц.1 |
ТФЗМ-35А- У1 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 369073 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 Рег. № 19813-09 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
7 |
ПС 110 кВ Калиничи ОРУ-35 кВ ВЛ 35 кВ Калиничи-Компрессорная ц.2 |
ТФЗМ-35А- У1 Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 369073 |
НАМИ Кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 Рег. № 60002-15 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
8 |
ПС 110 кВ Калиничи КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.2 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-53 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
ССВ-1Г Рег. № 5830114; Сервер БД |
|
9 |
ПС 110 кВ Калиничи КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.3 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-53 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
10 |
ПС 110 кВ Калиничи КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.6 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 30709-08 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-53 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
11 |
ПС 110 кВ Калиничи КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.8 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-53 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
12 |
ПС 110 кВ Калиничи КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.11 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-53 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
13 |
ПС 110 кВ Калиничи КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.12 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-53 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
14 |
ПС 110 кВ Калиничи КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.13 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 2473-05 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-53 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
15 |
ПС 110 кВ Калиничи КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.16 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-53 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
16 |
ПС 110 кВ Калиничи КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.17 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 50/5 Рег. № 30709-08 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-53 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
ССВ-1Г Рег. № 5830114; Сервер БД |
|
17 |
ПС 110 кВ Калиничи КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.18 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 50/5 Рег. № 30709-08 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-53 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2. Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
I2< I изм<1 5 |
I5< I изм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
5wоA % |
5wоP % |
5wоA % |
5wоP % |
5wоA % |
5wоP % |
5wоA % |
5wоP % | ||
|
1 - 5 |
0,50 |
- |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±3,0 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,80 |
- |
- |
±3,0 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,6 |
±1,4 |
±2,1 | |
|
0,87 |
- |
- |
±2,7 |
±5,6 |
±1,5 |
±3,1 |
±1,2 |
±2,4 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,8 |
- |
±1,2 |
- |
±1,0 |
- | |
|
6 - 15 |
0,50 |
- |
- |
±5,4 |
±2,7 |
±2,9 |
±1,5 |
±2,2 |
±1,2 |
|
0,80 |
- |
- |
±2,9 |
±4,4 |
±1,6 |
±2,4 |
±1,2 |
±1,9 | |
|
0,87 |
- |
- |
±2,5 |
±5,5 |
±1,4 |
±3,0 |
±1,1 |
±2,2 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- | |
|
16 |
0,50 |
±4,8 |
±2,4 |
±3,0 |
±1,8 |
±2,2 |
±1,2 |
±2,2 |
±1,2 |
|
0,80 |
±2,6 |
±4,0 |
±1,7 |
±2,6 |
±1,2 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,9 | |
|
0,87 |
±2,2 |
±4,9 |
±1,5 |
±3,1 |
±1,1 |
±2,2 |
±1,1 |
±2,2 | |
|
1,00 |
±1,6 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- |
±0,9 |
- | |
|
17 |
0,50 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,4 |
±1,0 |
|
0,80 |
±1,3 |
±2,0 |
±1,1 |
±1,7 |
±0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±1,3 | |
|
0,87 |
±1,3 |
±2,3 |
±1,0 |
±1,9 |
±0,8 |
±1,5 |
±0,8 |
±1,5 | |
|
1,00 |
±1,0 |
- |
±0,8 |
- |
±0,7 |
- |
±0,7 |
- | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
I2< I изм<1 5 |
I5< I изм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
6wA % |
6wP % |
6wA % |
6wP % |
6wA % |
6wP % |
6wA % |
6wP % | ||
|
1 - 5 |
0,50 |
- |
- |
±5,7 |
±4,0 |
±3,3 |
±3,2 |
±2,6 |
±3,1 |
|
0,80 |
- |
- |
±3,3 |
±5,3 |
±2,2 |
±3,7 |
±1,9 |
±3,4 | |
|
0,87 |
- |
- |
±3,0 |
±6,2 |
±2,0 |
±4,1 |
±1,8 |
±3,6 | |
|
1,00 |
- |
- |
±2,0 |
- |
±1,4 |
- |
±1,3 |
- | |
|
6 - 15 |
0,50 |
- |
- |
±5,4 |
±3,0 |
±3,0 |
±2,0 |
±2,3 |
±1,8 |
|
0,80 |
- |
- |
±2,9 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,8 |
±1,4 |
±2,3 | |
|
0,87 |
- |
- |
±2,6 |
±5,6 |
±1,5 |
±3,3 |
±1,2 |
±2,6 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- | |
|
16 |
0,50 |
±4,8 |
±2,8 |
±3,0 |
±2,2 |
±2,3 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,8 |
|
0,80 |
±2,6 |
±4,2 |
±1,8 |
±2,9 |
±1,4 |
±2,3 |
±1,4 |
±2,3 | |
|
0,87 |
±2,3 |
±5,0 |
±1,6 |
±3,4 |
±1,2 |
±2,6 |
±1,2 |
±2,6 | |
|
1,00 |
±1,7 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- |
±0,9 |
- | |
|
17 |
0,50 |
±2,2 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,7 |
±1,5 |
±1,7 |
|
0,80 |
±1,5 |
±2,4 |
±1,2 |
±2,2 |
±1,1 |
±1,9 |
±1,1 |
±1,9 | |
|
0,87 |
±1,4 |
±2,7 |
±1,2 |
±2,3 |
±1,0 |
±2,1 |
±1,0 |
±2,1 | |
|
1,00 |
±1,2 |
- |
±0,8 |
- |
±0,8 |
- |
±0,8 |
- | |
|
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с | |||||||||
|
Примечание: I2 - сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ; I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ; I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ; 1изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; 5wqA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 6wоР - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; 6wA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; 6wP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения. | |||||||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
17 |
|
Нормальные условия: - сила тока, % от !ном |
от (2) 5 до 120 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
- напряжение, % от Uhom |
от 99 до 101 |
|
- коэффициент мощности cos ф |
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
|
температура окружающего воздуха для счетчиков, °С |
от +21 до +25 |
|
Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - сила тока, % от Ihom |
от (2) 5 до 120 |
|
- напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- коэффициент мощности cos ф |
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
|
температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН |
от -40 до +40 |
|
- для счетчиков |
от 0 до +40 |
|
- для сервера |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики Меркурий 234: |
220000 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее Счетчики Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
22000 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
40000 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
100 |
|
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервный сервер с установленным специализированным ПО;
- резервирование каналов связи между уровнями ИИК и ИВК и между ИВК и внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Ведение журналов событий:
- счётчика, с фиксированием событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- ИВК, с фиксированием событий:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на Сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист формуляра АУВП.411711.119.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Кунгурское ЛПУ МГ КС «Кунгурская». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
14 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛП-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
15 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
VR |
6 |
|
Счетчики |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
12 |
|
Счетчики |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R |
4 |
|
Счетчики |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.G |
1 |
|
ПО ИВК |
АльфаЦЕНТР |
1 |
Продолжение таблицы 6
|
1 |
2 |
3 |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
1 |
|
Формуляр |
АУВП.411711.119.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Кунгурское ЛПУ МГ КС «Кунгурская»». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311735.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 22261-94 Межгосударственный стандарт. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Смотрите также
