Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Электросети"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети» - (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

•    измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

•    периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (3 0 мин);

•    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

•    передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

•    предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

•    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

•    диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

•    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

•    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

1-ый    уровень системы - информационно-измерительный комплекс (ИИК) состоит из измерительных трансформаторов тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746 - 2001, измерительных трансформаторов напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии CE303 S31 503-JAYVZ(12) и CE303 S31 543-JAYVZ(12) класса точности (КТ) 0,5S/0,5 в ГР № 33446-06 и CE102M R5 145-A класса точности (КТ) 0,5S/0,5 в ГР № 46788-11 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии . В режиме измерения реактивной электроэнергии в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (31 точка измерения).

2-ой    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) состоит из контроллеров типа Сикон С120 в ГР №40489-09, технических средств приема-передачи данных, каналов связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из сервера базы данных HP ProLiant ML310e Gen8 v.2, с установленным ПО «Пирамида 2000», устройства синхронизации времени УСВ-2 (ГР№ №41681-10), принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS, коммуникаторов, автоматизированного рабочего места (АРМ) HP Pro 3500 MT, а также совокупности аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Лист № 2 Всего листов 10

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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. 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. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков (ИК№1-12,15,16,22-27) при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы контроллера (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллерам устройствам. Цифровой сигнал с выходов счетчиков (ИК№13,14,17-21,28-31) при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Данные об энергопотреблении с контроллеров поступают на сервер БД.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации времени УСВ-2, принимающие сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования GPS и Глонасс. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время на сервере ИВК синхронизируется со временем УСВ-2 каждый час и корректируется при расхождении времени на ± 2 с. Время счетчиков (ИК№13,14,17-21,28-31) корректируется сервером ИВК ежедневно при расхождении времени на ± 2с. Время в контроллере синхронизировано с временем УСВ-2, сличение каждые 5 минут, погрешность синхронизации не более ±1 с. Контроллер осуществляет коррекцию времени счетчиков (ИК№1-12,15,16,22-27) каждый сеанс связи, корректировка осуществляется при расхождении времени на ± 2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Передача информации в организации - участникам оптового и розничного рынков электроэнергии осуществляется с сервера по основному и резервному каналам связи.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «Электросети» установлено программное обеспечение (ПО)- «Пирамида 2000». Идентификационные данные (признаки) приведены в таблице№1.

Таблица№1

Наименование ПО

Идентификационн ое наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификато ра ПО

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

1.0

e55712d0b1b219065

d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса э нергии/мощности

CalcLeakage.dll

1.0

b1959ff70be1eb17c

83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

1.0

d79874d10fc2b156a

0fdc27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

1.0

52e28d7b608799bb3

ccea41b548d2c83

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dll

1.0

530d9b0126f7cdc23

ecd814c4eb7ca09

MD5

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных

изменений по Р 50.2.077-2014- высокий.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на П( АИИС КУЭ и измерительную информацию.

На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и опломбированием сервера.

Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты ( разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.

Технические характеристики

Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в таблице № 2 Таблица№2

Номер канала

Наименование

присоединения

Состав измерительного канала

П

О

и

и

г

р

е

К

э.

э

д

и

РЧ

Пределы допускаемой относительной погрешности ±(%)

Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих услоиях

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

РП-1; яч. 5; 10 кВ

ТП0Л-10

400/5,КТ 0,5 Зав. № 22079 Зав. № 22081

НТМИ-10

10000/100, КТ0,5, Зав. № 811

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000225

£

«

л

ГО

о Д 2 ° о ^ и §

S

о

А

Р

1,3

1,9

О, «О,

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2

РП-1; яч. 16; 10 кВ

ТПОЛ-10

600/5, КТ 0,5 Зав. № 5332 Зав. № 5037

НТМИ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 3010

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985080000050

о 2 ° О ^

Й В5 К cz О го

А

Р

1,3 1 ,9

О, «О,

34

3

РП-2; яч. 2; 10 кВ

ТПФМ-10

400/5, КТ 0,5 Зав. № 69172 Зав. № 69181

НТМИ-10 10000/100,КТ 0,5 Зав. № 606586

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000222

Сикон С120,Зав. № 1301

1,3 1 ,9

О, «О,

34

4

РП-2; яч. 9; 10 кВ

ТПФМ-10

400/5, КТ 0,5 Зав. № 71068 Зав. №69788

НТМИ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 863

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000182

1,3 1 ,9

О, «О,

34

5

РП-2; яч. 14; 10 кВ

ТПОЛ-10

600/5, КТ 0,5 Зав. № 21970 Зав. № 21944

НТМИ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 7387

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985080000032

1,3 1 ,9

О, «О,

34

6

ГПП-701; яч. 23; 10 кВ

ТПОЛ-10

1000/5, КТ 0,5 Зав. № 20138 Зав. № 20005

НТМИ-10 10000/100, КТ0,5 Зав. № 1301

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000165

0

т

%

g

го

о"

2

н

§

и

С

1,3 1 ,9

О, «О,

34

7

ГПП-701; яч. 9;

10 кВ

ТПОЛ-10

1000/5,КТ 0,5 Зав. № 20125 Зав. № 8314

НТМИ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 1281

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985080000048

1,3 1 ,9

О,

34

8

ГПП-701; яч.11; 0,4 кВ

ТТИ-А 150/5, КТ 0,5 Зав. № 111826 Зав. № 111835

-

CE303 S31 543-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8984082000943

1,1

1 ,5

2,9

4,3

9

ГПП-702; яч. 5;

10 кВ

ТПШЛ-10

2000/5, КТ 0,5 Зав. № 048 Зав. № 5250

НТМИ-10 10000/100, КТ0,5 Зав. № 3474

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000227

Сикон С120, Зав. № 1299

1,3

1,9

о,

34

10

ГПП-702; яч. 27; 10 кВ

ТПШЛ-10

2000/5, КТ 0,5 Зав. № 5263 Зав. № 049

НТМИ-10-66У3 10000/100, КТ0,5 Зав. № 8467

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000282

1,3

1,9

О,

34

11

ГПП-702; панель 7; 0,4 кВ

ТТИ-А

200/5, КТ 0,5 Зав. № 823975 Зав. № 923977 Зав. № 923886

-

CE303 S31 543-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8984082000919

1,1

1 ,5

2,9

4,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

ГПП-702; панель 9; 0,4 кВ

ТТИ-А 150/5, КТ 0,5 Зав. № 114462 Зав. № 114660 Зав. №114461

-

CE303 S31 543-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8984082000933

Сикон С120 Зав. № 1299

1,1

1 ,5

2,9

4,3

13

ВЛ-10кВ №6 опора 1

Т0Л-СЭЩ-10 300/5, КТ 0,5 Зав. № 22832-14 Зав. № 22818-14 Зав. № 23083-14

ЗН0ЛПМ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 4000876 Зав. № 4000087 Зав. № 4000184

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985081000064

-

1,3 1 ,9

О, «О,

45

14

ТП-201; яч. 2; 3 кВ

Т0Л-10

300/5, КТ 0,5S Зав. № 53136 Зав. № 53310

ЗН0ЛПМ-3 3000/100, КТ 0,5 Зав. № 4001093 Зав. № 4001086 Зав. № 1001092

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000161

1,3 1 ,9

34

15

ТП-203; яч. 4; 3 кВ

Т0Л-10

300/5, КТ 0,5S Зав. № 53313 Зав. № 53315

ЗН0ЛПМ-3 3000/100, КТ 0,5 Зав. № 4001087 Зав. № 4001088 Зав. № 4001091

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав.№ 8985081000069

Сикон С120, Зав. № 1298

1,3 1 ,9

34

16

ТП-203-1; яч. 2; 3 кВ

Т0Л-10

300/5, КТ 0,5S Зав. № 53311 Зав. № 53312

ЗН0ЛПМ-3 3000/100, КТ 0,5 Зав. № 4001085 Зав. № 4001089 Зав. № 4001090

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000284

1,3 1 ,9

3,1

4,5

17

ВЛ-10кВ №5 опора 1

Т0Л-СЭЩ-10 300/5, КТ 0,5 Зав. № 22944-14 Зав. №23020-14 Зав. №22945-14

ЗН0ЛПМ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 4000935 Зав. № 4000245 Зав. № 4000396

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000154

1,3 1 ,9

4,0 5 ,5

18

ТП-218; панель 4; 0,4кВ

ТТН-85 1000/5, КТ 0,5 Зав.№1309-207094 Зав.№1309-207091 Зав.№ 1309-207092

-

CE303 S31 543-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8984082000954

1,1

1,5

2,9

4,3

19

ВЛ-10кВ №3. опора 5

Т0Л-СЭЩ-10 300/5, КТ 0,5 Зав. № 22836-14 Зав. № 22886-14 Зав. № 22885-14

ЗН0ЛПМ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 4000512 Зав. № 4000947 Зав. № 4000871

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985081000075

1,3 1 ,9

О, «О,

45

20

ТП-247; яч.4;10 кВ

Т0Л-10

100/5, КТ 0,5S Зав. № 10320 Зав. № 10323

ЗН0ЛПМ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 4000717 Зав. № 4001065 Зав. № 4000706

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000218

1,3

1,9

34

21

ТП-246; яч.2;10 кВ

ТОЛ-10

100/5, КТ 0,5S Зав. № 10324 Зав. № 10583

ЗНОЛПМ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 4001046 Зав. № 4000902 Зав. №4000858

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985080000020

1,3

1,9

34

22

ГПП

«Базовая» яч. 1; 6 кВ

ТПОЛ-10

1000/5, КТ 0,5 Зав. № 26578 Зав. №26085 Зав. №26571

НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 Зав. № 25528

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985080000049

C*

<N

s

Cfl

Л

ro

CD

<N

о

X

§

X

u

А

Р

1,3

1,9

О, «О,

34

23

ГПП

«Базовая» яч.29;6 кВ

ТПОЛ-10

1000/5, КТ 0,5 Зав. № 27404 Зав. № 27061 Зав. № 27142

НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 Зав. № 684

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985080000035

1,3

1,9

О,

34

24

ГПП

«Базовая»

яч.3;

0,4кВ

ТТИ-А 150/5, КТ 0,5 Зав. № Y6424 Зав. № Y7528 Зав. № Y6368

-

CE303 S31 543-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8984082000956

1,1

1,5

2,9

4,3

25

ГПП

«Базовая» яч. 31; 0,4 кВ

ТТИ-А 150/5, КТ 0,5 Зав. № Y6421 Зав. № Y6422 Зав. № Y6437

-

CE303 S31 543-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8984077000063

1,1

1,5

2,9

4,3

26

ГПП

«ГМЗ»; яч. 309; 6 кВ

ТПОЛ-10

1000/5, КТ 0,5 Зав. № 25528 Зав. № 25529 Зав. № 25530

НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 Зав. № 711

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000242

cn

0 m

1 «' cd

О

<N

6

я

§

s

о

1,3

1,9

О,

34

27

ГПП

«ГМЗ»; ТСН-5; 0,4 кВ

ТТИ-А 100/5, КТ 0,5 Зав. № Y7681 Зав. № Y7682 Зав. № Y7688

-

CE303 S31 543-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8984082000810

1,1

1,5

2,9

4,3

28

ТП-14; ячейка 5; 6 кВ

ТПП-10

75/5, КТ 0,5 Зав. № 5359 Зав. № 5359

НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 Зав. № 9697

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985080000026

1,3

1,9

О,

34

29

ВЛ-6кВ «Виленка» опора 28

ТОЛ-СЭЩ-10 100/5, КТ 0,5 Зав. №22895-14 Зав. №22887-14 Зав. № 22831-14

ЗНОЛПМ-6 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 4100891 Зав. № 4000895 Зав. № 4000852

CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000110

1,3

1,9

О,

45

30

ТП-«СКЗ

№6»; 0,22 кВ

-

-

CE102M R5145-A КТ 1,0 Зав. № 10748079005475

А

1,0

2,3

ТП-«СКЗ

CE102M R5145-A КТ 1,0 Зав. № 10748079005520

31

№7»; 0,22 кВ

-

1,0

2,3

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3.    Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uh0m, ток (0,01 - 1,2) 1н0м, cosj = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) UH0M , ток (0,01 - 1,2) IH0M для ИК№, cosj от 0,5 инд до 0,8 емк; для ИК№14-16,20,21; для ИК№1-13,17-19,22-31; напряжение (0,9 - 1,1) UH0M , ток (0,05 - 1,2) IH0M cosj от 0,5 инд до 0,8 емк ;

допускаемая температура окружающей среды для: измерительных трансформаторов от (- 40) до + 70 °С, электросчетчиков CE102M R5 145-A от минус 45 до + 70 °С, электросчетчиков CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12) от минус 40 до + 60 °С , контроллеров Сикон С120 от минус10 °С до + 50 °С, сервера от + 10 до + 35 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях для ИК№ 14-16,20,21 указана при 1=0,01 1ном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5°С до +35°С; для ИК№1-7,9,10,22,23,26,28 при 1=0,05 1ном, cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С; для ИК№13,17,19,29 при 1=0,05 1ном, cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40°С до +40°С; для ИК№8,11,12,18,24,25,27 при 1=0,05 1ном, cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С; для ИК№30,31 при 1=0,05 1ном, cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5°С до +35°С; основная погрешность указана при 1=0,1 1ном, cosj = 0,8 инд .

6.    Трансформаторы тока по Г0СТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по Г0СТ 1983-2001; счетчики активной и реактивной электроэнергии по Г0СТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и Г0СТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии В виду отсутствия в Г0СТ 31819.23-2012 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по Г0СТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу) .

7.    А-активная электрическая энергия, Р- реактивная электрическая энергия

8.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не ниже, чем у перечисленных в таблице

1. Замена оформляется актом в установленном в 000 «Электросети» порядке. Акт хранится с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

Электросчётчик CE102M R5 145-A :

-среднее время наработки на отказ не менее Тср =220000 ч,

-средний срок службы - не менее 30 лет,

Электросчётчик CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12)

-среднее время наработки на отказ не менее Тср = 160 000 ч.

Сервер:

среднее время наработки на отказ не менее Тср = 125000 ч,

среднее время восстановления работоспособности не более tв = 0,5 ч;

Трансформатор тока (напряжения):

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;

Контроллер Сикон С120:

-    среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =50 000ч,

-    средний срок службы, -15 лет;

Надежность системных решений:

-    резервирование питания контроллера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.

Регистрация событий: в журнале счётчика:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени;

в журнале контроллера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и контроллере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    выключение и включение контроллера.

Защищённость применяемых компонентов:

•    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-контроллера;

-    сервера;

•    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счётчик;

-    установка пароля на контроллере;

-    установка пароля на сервер;

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик CE102M R5145-A - глубина хранения каналов учета накопленных по тарифам за сутки - 44суток;

-    электросчетчики CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12), - глубина хранения информации при отключенном питании - не менее 10 лет. Глубина хранения суточных энергий, накопленных по тарифам -45 суток.

-    контроллер Сикон С120 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу за месяц - не менее 45;

-сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 4,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ООО «Электросети».

Комплектность средств измерений

Комплектность АИИС КУЭ ООО «Электросети» приведена в таблице№3.

Наименование компонента системы

Кол-во (шт.)

Счетчик электрической энергии CE303 S31 503-JAYVZ(12) ,КТ 0,5S/0,5

22

Счетчик электрической энергии CE102M R5 145-A, КТ 0,5S/0,5

2

Счетчик электрической энергии CE303 S31 543-JAYVZ(12) ,КТ 0,5S/0,5

7

Трансформатор тока ТПОЛ-10, КТ 0,5

19

Трансформатор тока ТТИ-А, КТ 0,5

17

Трансформатор тока ТПШЛ-10, КТ 0,5

4

Трансформатор тока ТОЛ-10, КТ 0,5 S

10

Трансформатор тока ТТН-85, КТ 0,5

3

Трансформатор тока ТПП-10, КТ 0,5

2

Трансформатор тока ТПФМ-10 , КТ 0,5

4

Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10, КТ 0,5

12

Трансформатор напряжения НТМИ-10, КТ 0,5

8

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3, КТ 0,5

1

Трансформатор напряжения ЗНОЛПМ-3, КТ 0,5

9

Трансформатор напряжения ЗНОЛПМ-6, КТ 0,5

3

Трансформатор напряжения ЗНОЛПМ-10, КТ 0,5

15

Трансформатор напряжения НТМИ-6, КТ 0,5

4

УСПД Сикон С120

7

УСВ-2

8

Сервер БД типа HP ProLiant ML310e Gen8 v.2

1

АРМ (автоматизированное рабочее место) HP Pro 3500 MT

1

Методика поверки МП 4222-02-7702575147-2015

1

Формуляр ФО 4222-02-7702575147-2015

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-02-7702575147-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети». Методика поверки,утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 12.03.2015 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-электросчетчики типа CE102M R5 145-A в соответствии с методикой поверки «Счетчики активной электрической энергии однофазные многотарифные СЕ102М. Методика поверки САНТ.411152.035

Д1»;

-электросчетчики типа CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12) в соответствии с методикой поверки "Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ 303. Методика поверки".ИНЕС.41152.081 Д1;

-    контроллеры Сикон С 120 в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 520.00.000 И 1. Методика поверки, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году.

-    радиочасы МИР РЧ-01 принимающие сигналы спутниковой навигационной системы G1oba1 Positioning System (GРS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04, ПГ±1 мкс;

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети» приведены в документе - «Методика (метод) измерений электрической энергии с

Всего листов 10

использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети». Методика аттестована ЗАО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 76-01.00203-2015 от 10.03.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети»

■    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

■    ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.

■    ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

■    ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2

S и 0,5 S.

■    ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 6205323:2003, MOD)

Рекомендации к применению

-осуществление торговли.

Развернуть полное описание