Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ЗАО "Янтарь"
- ООО "Энергоучет", г.Воронеж
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:40484-09
- 23.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ЗАО "Янтарь"
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2009 |
| Дата протокола | 04д2 от 14.05.09 п.53 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Номер сертификата | 35142 |
| Срок действия сертификата | . . |
| Страна-производитель | Россия |
| Технические условия на выпуск | проект.документация ООО |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Янтарь» (г. Воронеж) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ЗАО «Янтарь», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
Функции АИИС КУЭ. АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Таблица 1 - Перечень функций выполняемых АИИС КУЭ, периодичность их выполнения:____
| Наименование функции | Наименование задачи | Период выполнения функции |
| 1 | 2 | 3 |
| Уровень измерительно-информационной точки учета (ИИК ТУ) | ||
| Самодиагностика счетчика | Проверка функционирования | Циклическая, непрерывная |
| Автоматическое измерение физических величин | Формирование профиля нагрузки с получасовым интервалом, сохранность информации при пропадании питания | 30 мин |
| Измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии | Автоматическое архивирование получасовых приращений активной и реактивной энергии с привязкой к календарному времени в энергонезависимой памяти | 30 мин |
| Коррекция времени счетчика | Обеспечение единого календарного времени в системе | Один раз в сутки, от СОЕВ |
| Контроль несанкционированного доступа, изменения параметров, даты и времени, пропадания питания, выхода за пределы допусков нормируемых величин | Ведение «Журнала событий» | Непрерывно, по факту события Доступ к измеренным данным и «Журналам событий» |
| Уровень измерительно-вычислительный комплекс с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ | ||
| Чтение коммерческих и служебных данных счетчика | Чтение коммерческих и служебных данных счетчика | Автоматически, по расписанию или запросу ИВК ИВКЭ |
| 1 | 2 | 3 |
| Конфигурирование и параметрирование системы и сервера | Описание в СПО конфигурации АИИС КУЭ: -параметров ИИК ТУ (измерительных каналов), - протоколов доступа к счетчикам; - протоколов выдачи информации на верхние уровни. | Однократно, при проведении пусконаладочных работ (ПНР) |
| Ведение «Журнала событий» сервера | Ведение журнала событий счетчиков Коррекция времени сервера Пропадание напряжения в сервере Фиксация изменения настроечной информации в «Журнале событий» сервера | 1 раз в 30 мин. 1 раз в 30 мин. Непрерывно, по факту события. |
| Формирование аппаратной и программной защиты от несанкционированного доступа | Предотвращение несанкционированного доступа и искажения информации | Однократно, при проведение ПНР. Проверка периодически |
| Автоматический сбор данных о состоянии средств измерений | Контроль состояния средств измерений чтение «Журналов событий» ИИК ТУ | Раз в сутки, раз в 30 мин., или по запросу со стороны энергосбытовой компании, ОАО «АТС», РДУ СО-ОДУ |
| Приведение результатов измерений к именованным величинам | Обработка результатов измерений при поступлении новых данных | Непрерывно |
| Обеспечение сохранности результатов измерений | Доступ к результатам измерений. Архивирование результатов измерений в энергонезависимой памяти | При поступлении новых данных |
| Доступ к данным о состоянии средств измерений | Передача данных о состоянии средств измерений | Раз в сутки, раз в 30 мин., или по запросу со стороны энергосбытовой компании, ОАО «АТС», РДУ СО-ОДУ |
| Обеспечение единого календарного времени | Синхронизация времени ИВКЭ | Раз в 30 минут |
| Обеспечение единого календарного времени в системе | Синхронизация времени ИВК, ИВКЭ. | Не реже 1 раз в 30 минут |
| Проверка наличия коррекции времени счетчика | Контроль за работоспособностью СОЕВ | 1 раз в сутки |
| Резервирование баз данных | Сохранность информации | 1 раз в сутки |
| Восстановление данных | Повторным запуском программы Сервер опроса, после восстановления связи со счетчика | При отсутствии данных |
| Довосстановление данных | Довосстановление данных с резервных баз, непосредственно со счетчика, полученных от смежного субъекта или иным способом | При отсутствии данных |
| Обеспечение информационного обмена с внешними системами. | Передача данных | В соответствии с Соглашением об информационном обмене |
| Формирование и передача отчетов в формате ОАО «АТС» результатов измерений | Формирование макетов с электронной цифровой подписью | В соответствии с регламентом реализуется сбытовой компанией |
| Формирование и передача отчетов в формате ОАО «АТС» данных о состоянии средств измерений | Формирование информации для передачи документов в виде макета 80020 в формате XML с электронной цифровой подписью | В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией |
| Предоставление данных коммерческого учета электроэнергии смежным субъектам ОРЭ за сутки (месяц) | Формирование макетов с электронной цифровой подписью | В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией |
| Контроль состояния средств измерений смежным субъектом ОРЭ | Контроль состояния средств измерений смежным субъектом ОРЭ | В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией |
| Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу информации в визуальной форме отображения, печатной форме, форме электронного документа | Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу информации в визуальной форме отображения, печатной форме, форме электронного документа | По запросу и автоматически |
| Расчет учетных показателей | Приведение данных точек измерения к данным точек учета | Автоматически раз в 30 минут или по запросу |
| Учет потерь электроэнергии от точки измерения до точки учета | Формирование учетного показателя или формирование потерь | Автоматически раз в 30 минут или по запросу |
Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводной связи поступает на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (основной - Internet; резервный - ГТС коммутируемый) вышестоящим и внешним пользователям (ОАО «АТС», СОСЦУ ЕЭС, РДУ, ФСК). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.
Умножение на коэффициенты трансформации - в сервере
Состав измерительных каналов. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
АИИС состоит из 2 уровней.
1-й уровень - уровень ИИК ТУ ЗАО «Янтарь» (7 экз.) содержит в своем составе:
• Измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПЛ-10, ТПФ-10, ТВК-10 УХЛЗ, ТВЛМ-10 по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5.
• Измерительные трансформаторы напряжения (TH) типа НТМИ-6-66, НАМИТ-10УХЛ2 по ГОСТ 1983-2001 КТ 0,5.
• Счетчики электроэнергии (счетчики) многофункциональные микропроцессорные с цифровыми выходными интерфейсами RS-485 и оптическим портом по ГОСТ Р 52323-2005 (активная энергия) и ГОСТ Р 52425-2005 (реактивная энергия) типа ПСЧ-4ТМ.05М; КТ 0,5S/l,0.
• Вторичные цепи.
• Каналы связи со 2 уровнем - выделенная линия связи интерфейса RS-485.
2-й уровень - ИВК с функциями ИВКЭ содержит в своем составе:
. Сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении на основе аппаратных средств - сервер (HP 470064-658 МЫ 10G5 Х3210 (QuadroCore/2.13GHz), 1GB, 250GB HP-SATA NHP DVDRW noFDD).
• Технические средства приёма-передачи данных:
- преобразователь-коммутатор ПР-4-4 для согласования работы четырех интерфейсов RS-232C с преобразованием сигналов для передачи/приема информации по четырем каналам интерфейса RS-485;
- модемы (ZyXEL OMNI).
• Каналы связи:
- между ИВК и внешними пользователями - выделенный канал связи до сети провайдера Интернет (основной канал) и телефонная сеть общего пользования (резервный);
• Источник бесперебойного питания (ippon Smart Power 1000 VA).
• Технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа.
• АРМ диспетчера, пользователей (1 экз).
• Программные средства:
- ОС Microsoft Windows NT/2000/XP/2003 server.
- Специализированное программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ», содержащее программные модули: администратор; администратор отчетов; ручная обработка данных; диспетчерский контроль информации; контроль коррекции времени; ручное редактирование данных; формирование отчетных документов и информационного обмена с субъектами ОРЭ: Сбытовая компания - поставщик электроэнергии; ИАСУ КУ ОАО «АТС»; «СО-ЦДУ ЕЭС» Воронежское РДУ; ОАО «Воронежская энергосбытовая компания».
- ПО счетчика «Конфигуратор СЭТ-4ТМ».
Организация системного времени. СОЕВ состоит из блока синхронизации времени счетчиков БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355, установленном в серверном шкафу в диспетчерской ЗАО «Янтарь». Блок БСЧРВ-011 предназначен для преобразования протокола сигнала поступающего со спутникового приемника GPS в протокол широковещательного запроса на синхронизацию времени счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М. Блок БСЧРВ-011 производит коррекцию времени счетчиков 1 раз в сутки. Условием корректировки времени в счетчиках служит прием блоком БСЧРВ-011 сигналов точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки времени в счетчиках в течение текущих суток. Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ (сервере) производится от счетчика каждые 30 минут. От таймера сервера в автоматическом режиме производится периодическая подстройка таймеров АРМ АИИС КУЭ. Периодичность и алгоритм коррекции выбраны таким образом, чтобы не вносить дополнительных неучтённых погрешностей в первичные измерения и обеспечить при этом погрешность измерения времени в электросчётчиках не более ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке
В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: механическая и программная защита - установка паролей на счетчики, сервер.
Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика. Все электронные компоненты сервера установлены в пломбируемом отсеке. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Технические характеристики
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3, которые содержат перечень измерительных каналов с указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик.
В таблице 4 приведены метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Таблица 2 - Перечень ИК коммерческого учета АИИС и их состав
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт •Кти •Кеч | Наименование измеряемой величины | |||||
| Xs ИК, код ОАО АТС | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование прнсоедннення | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Xs Госреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| ЗАО «Янтарь» | №__________ | Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО "Янтарь» | Xs 01 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| ТП ОАО «Холод» к ПС-39 ф.43 | ТТ | КТ=0,5; Кп=400/5 №22192-03 | А | ТПЛ-Ю-М | 2345 | 4800 | Ток первичный, Г | |
| КТ=0,5; Ктт=400/5 X» 1276-59 | С | ТПЛ-10 | 36494 | |||||
| TH | КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 | < со о | НТМИ-6-66УЗ | 11079 | Напряжение первичное, U, | |||
| Счетчик | KT=0,5S/l Ксч=1 Х° 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч | ПСЧ 4ТМ.05М | 0607080274 | Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| ТП ОАО «Холод» к ТП-13 ст. Воронеж-2 ф. 1 | ТТ | КТ=0,5 Ктт=150/5 № 517-50 | А | ТПФ-10 | 135125 | 1800 | Ток первичный, I, | |
| С | ТПФ-10 | 134303 | ||||||
| TH | КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 | < со о | НТМИ-6-66УЗ | 11079 | Напряжение первичное, Ui | |||
| Счетчик | KT=0,5S/l Ксч=1 X» 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч | ПСЧ 4ТМ.05М | 0608080185 | Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| m | ТП ОАО «Холод» к ТП ЗАО «ВКЗ» | ТТ | КТ=0,5 Кп=200/5 Xs 1276-59 | А | ТПЛ-10 | 83501 | 2400 | Ток первичный, I, |
| С | ТПЛ-10 | 83492 | ||||||
| TH | КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70 | А В С | НТМИ-6-66УЗ | 11079 | Напряжение первичное, U, | |||
| s § б | KT=0,5S/l Ксч=1 Xs 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч | ПСЧ 4ТМ.05М | 0607080253 | Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| ч- | ТП ЗАО «Янтарь» к ПС-39 ф.40 | ТТ | КТ=0,5 Кп=ЗОО/5 Xs 8913-82 | А | ТВК-10 УХЛЗ | 29394 | 3600 | Ток первичный, I, |
| С | ТВК-ЮУХЛЗ | 29399 | ||||||
| TH | КТ=0,5 Ктн=6000/100 Xs 16687-02 | О со > | НАМИТ-10УХЛ2 | 0411 | Напряжение первичное, U, | |||
| s § г О | KT=0,5S/l Ксч=1 Xs 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч | ПСЧ 4ТМ.05М | 0607080026 | Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| «л | ТП ЗАО «Янтарь» к ТП-6 Курск-Воронеж ф. 12 | ТТ | КТ=0,5 Кп= 150/5 № 1276-59 | А | ТПЛ-10 | 41642 | 4800 | Ток первичный, Г |
| С | ТПЛ-10 | 21281 | ||||||
| TH | КТ=0,5 Ктн=6000/100 Xs 16687-02 | А В С | НАМИТ-10УХЛ2 | 0411 | Напряжение первичное, Ui | |||
| Счетчик | KT=0,5S/l Ксч=1 № 36355-07 1ередаточное числ ООО имп/кВт(квар)ч | ПСЧ 4ТМ.05М | 0608080310 | Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| ТП ЗАО «Янтарь» к ПС-39 ф.46 | ТТ | КТ=0,5 Кп=300/5 № 1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 81625 | 4800 | Ток первичный, 1| | |
| С | ТВЛМ-10 | 81698 | ||||||
| TH | КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-02 | < со О | НАМИТ-10УХЛ2 | 0394 | Напряжение первичное, U, | |||
| Счетчик | KT=0,5S/l Ксч=1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)ч | ПСЧ 4ТМ.05М | 0607080081 | Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| ТП ЗАО «Янтарь» к ТП «ВЭКЗ» ф. 12 | ТТ | КТ=0,5; Кп-150/5 № 29390-05 | А | ТПЛ-10С | 2991 | 4800 | Ток первичный, 1| | |
| КТ=0,5; Кп=150/5 Xs 1276-59 | С | ТПЛ-10 | 3583 | |||||
| TH | КТ=0,5 Ктн=6000/100 Xs 16687-02 | А В С | НАМИТ-10УХЛ2 | 0411 | Напряжение первичное, Ui | |||
| Счетчик | KT=0,5S/l Ксч=1 Xs 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)ч | ПСЧ 4ТМ.05М | 0608080352 | Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение характеристики | Примечания |
| 1 | 2 | 3 |
| Количество ИК коммерческого учета. | 7 | |
| Номинальное напряжение на вводах системы, В | 6000/100 | ИК Xs 1-7 |
| Номинальные значения первичных токов | 400/5 | ИК Xs 1 |
| ТТ измерительных каналов, А | 300/5 | ИК Xs 4, 6 |
| 200/5 | ИКХзЗ | |
| 150/5 | ИК Xs 2, 5, 7 | |
| Мощность вторичной нагрузки ТТ | 10 | ИК Xs 1,3, 4, 5, 6, 7 |
| (при cos<p2=0,8 инд), В-А | 15 | ИК Xs 2 |
| Мощность нагрузки TH | 75 | ИК Xs 1,2, 3 |
| (при cosip2=0,8 инд), В-А | 200 | ИК Xs 4, 5, 6, 7 |
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) электроэнергии (мощности) для реальных условий эксплуатации АИИС при доверительной вероятности 0,95_________________________________________________________
| dP £ СО | |||||||
| № ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значение COS ф | для диапазонов 5 %<1/1п<20% Wp 5 %< Wp<Wp 20 % | для диапазонов 20%<I/In<100% WР20 % Wр< Wp 100 % | для диапазонов 100%< 1/1п< 120% Wp]00%^Wp< Wp]20% |
| 1-7 | 0,5 | 0,5 | 0,5s | 1,0 | ±23 | ±1,5 | ±13 |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,0 | ±1,7 | ||||
| 0,5 | ±5,7 | ±33 | ±2,7 | ||||
| 8 WQ , % | |||||||
| № ИК | КТтт | КТ™ | КТСЧ | Значение cos ip (sin ф) | для диапазонов 5%<1/1п<20% Wq 5 % <Wq< Wq jo % | для диапазонов 20%<I/ln<100% Wq20%^Wq<Wq ioo % | для диапазонов 100%< 1/1п<120% Wq ioo%^Wq< Wqi20% |
| 1-7 | 0,5 | 0,5 | 1,0 | 0,8(0,6) | ±4,8 | ±3,2 | ±2,8 |
| 0,5(0,87) | ±3,1 | ±2,6 | ±2,4 | ||||
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут ± 5
Обозначения: 1/1п - значение первичного тока в сети в % от номинального
Wp5%(WQ5«/n), Wp20 % (WQ20 %), WPioo%(WQioo%), WP120 %(WQ|2O%) - значения электроэнергии при I/In =5 %, 20%, 100%, 120%
Таблица 5-Условия эксплуатации
| Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин | Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала | ||
| Счетчики | ТТ | TH | |
| Сила переменного тока, А | А мин — ^2 макс | I _ 1 9 I 21мин -Ином | - |
| Напряжение переменного тока, В | 0,9(/2ном - 1,1 ГГ2н„м | — | 0,9(7] ном - 1,1 (7] НОМ |
| Коэффициент мощности (cos <р) | 0,5 „„„-1,0 -0,8 | 0,8инп.-1,0 | 0,8 инп- 1,0 |
| Частота, Гц | 47,5-52,5 | 47,5 -52,5 | 47,5-52,5 |
| Температура окружающего воздуха, °C -По ЭД - Реальные | От минус 40 до плюс 60 От минус 5 до плюс 35 | От минус 50 до плюс 45 От минус 5 до плюс 35 | От минус 50 до плюс 45 От минус 5 до плюс 35 |
| Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл | Не более 0,5 | - | — |
| Мощность вторичной нагрузки ТТ (при coscp2=0,8 инп) | - | 0,25,$2иом_ 1,0^2ном | - |
| Мощность нагрузки TH (при cos<p2=0,8 ннп) | — | — | OjISShqm — IjOShom |
Надежность применяемых в системе компонентов.
Для трансформаторов тока:
• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,
• срок службы, не менее 25 лет
Для трансформаторов напряжения:
• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,
• срок службы, не менее 25 лет
Для счётчиков электроэнергии:
• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,
• среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;
• срок службы, не менее 30 лет
Для сервера:
• коэффициент готовности не менее 0,99,
• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,
• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.
Для СОЕВ:
• коэффициент готовности не менее 0,95,
. среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;
. блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет
Для каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):
• коэффициент готовности не менее 0,95,
• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.;
• среднее время наработки па отказ не менее 35000 ч.
Для каналов передачи данных:
• коэффициент готовности не менее 0,95,
• скорость передачи данных 9600 бит/с.
Для блока синхронизации часов реального времени (БСЧРВ-011):
• среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,
• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;
• срок службы, не менее 25 лет
Надежность системных решений:
• резервирование питания счетчика;
• наличие резервного сервера с резервной базой данных;
• резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событии: в журнале событий счётчика:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике
Регистрация событии: в журнале событий сервера:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в сервере.
Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
• выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;
• электросчётчика;
• промежуточных клеммников вторичных цепей;
. сервера
Защита информации на программном уровне:
• результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
• установка пароля на счетчик;
• установка пароля на сервере;
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Янтарь».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. Рабочий проект «Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Янтарь» шифр НСЛГ.466645.016. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом: «Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Янтарь». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в марте 2009 г.
Таблица 6 - Перечень эталонов и вспомогательных средств, применяемых при проверке АИИС
| Наименование эталонов, вспомогательных СИ | Тнп | Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ) | Цель использования | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | |
| 1.Термометр | ТП 22 | ЦД 1 °C в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °C | Контроль температуры окружающей среды | |
| 2. Барометр-анероид | БАММ 1 | Атм. давление 80-106 кПа Отн. погрешность ± 5% | Контроль атмосферного давления | |
| 3. Психрометр | М-4М | КТ 2,0 | Контроль относительной влажности | |
| 4 Миллитесламетр | МПМ-2 | ПГ 7,5 % | Измерение напряженности магнитного поля | |
| 5. Измеритель показателей качества электрической энергии | Ресурсам | КТ 0,2 (напряжение гармоник) | Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 | |
| б.Вольтамперфазометр | ПАРМА ВАФ-Т | КТ 0,5 Напряжение 0-460 В Ток 0-6 А Частота 45-65 Гц Фазовый угол от минус 180 до 180 град. | Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током | |
| 7. Прибор сравнения | КНТ-03 | 1,999 В А; 19,99 В А; 199,9 ВА | ПГ ±0,003 В А ПГ ±0,03 В А ПГ ±0,3 В А | Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ |
| 8. Радиоприемник | Любой тип | Использование сигнала точного времени | ||
| 9. Секундомер | СОСпр-1 | 0-30 мин., ЦД 0,1 с | При определении погрешности хода системных часов | |
| 10. Переносной компьютер (ноутбук) | Для непосредственного считывания информации со счетчиков | |||
| 11. Устройство сопряжения оптическое | УСО-2 | Преобразователь сигналов для считывания информации со счетчиков через оптический порт | ||
| 12 . ПО: «Энфорс АСКУЭ», ПО «КонфигураторСЭТ-4ТМ» | Тестовые файлы, пусконаладочные, настроечные, диагностические работы по проверке функционирования счетчиков, АИИС КУЭ в целом. | |||
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми MX.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
. ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
. TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
. Счетчики ПСЧ 4ТМ.05М- по методике поверке ИЛГШ.411152.146 РЭ1, согласованной с
ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
Межповерочный интервал АИИС КУЭ - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»,
ГОСТ Р 8.596-002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Технорабочий проект Автоматизированная система коммерческого учета электрической энергии ЗАО «Янтарь» НСЛГ.466645.016 РП
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Янтарь», заводской номер 01, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.