Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Атомэнергопромсбыт" (АО "ВПО "Точмаш")
- ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск
-
Скачать
61468-15: Описание типа СИСкачать122.8 Кб
- 25.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Атомэнергопромсбыт" (АО "ВПО "Точмаш")
Основные | |
Тип | |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Найдено поверителей | 1 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных ТК16Ь, СИКОН С70, СИКОН С1 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее -УСВ) РСТВ-01, УСВ-1.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер АО «Атомэнерго-промсбыт», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000», УСВ-1, УСВ-3.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются 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.
Для ИК № 3-8 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующих УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее, по запросу ИВК, УСПД передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.
Для ИК № 10 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модем, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно на уровен ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Из сервера базы данных информация передается по каналу связи Internet в виде xml-файлов формата 80020 в сервер АО «Атомэнергопромсбыт».
Для остальных ИК информация об энергопотреблении поступает на сервер базы данных из АИИС КУЭ ПС 220/110/6 кВ «Районная» (рег. № 42399-09) (по измерительным каналам 56, 62 согласно таблице 1) и АИИС КУЭ «Расширение Владимирского филиала ОАО «ТГК-6» (рег. № 56151-14) (по измерительному каналу 32 согласно таблице 2) в виде xml-макета формата 80020.
Передача информации от сервера АО «Атомэнергопромсбыт» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ 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 ОАО «АТС», ОАО «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), которая охватывает уровень счетчиков, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена радиосервером точного времени РСТВ-01, принимающим эталонные сигналы частоты и времени, передаваемые радиостанцией РБУ, и устройствами синхронизации времени УСВ-1 и УСВ-3, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника (или ГЛОНАСС/GPS-приемника для УСВ-3). Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта сигналов относительно шкалы UTC(SU) для РСТВ-01 не более ±10 мс. Погрешность синхронизации не более ± 0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положнения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU) для УСВ-3 ±100 мкс.
Сервер АО «Атомэнергопромсбыт», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-3. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
Сервер базы данных, установленный в отделе главного энергетика АО «ВПО «Точ-маш», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
УСПД СИКОН С70 (зав. № 02078) синхронизируется с сервером базы данных при каждом сеансе связи, корректировка осуществляется при расхождении на величину ±2 с. Сличение часов контроллеров СИКОН С70 (зав. № 02081) с часами соответствующих УСВ-1 осуществляется 1 раз в сутки, корректировка осуществляется при расхождении на величину ±2 с. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого контроллером СИКОН С70 (системное время) в сутки не более ±1 с.
Сличение часов контроллера СИКОН С1 с часами УСВ-1 осуществляется 1 раз в сутки, корректировка осуществляется при расхождении на величину ±2 с. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого контроллером (системное время) в сутки не более ±1 с.
Часы УСПД TK-16L синхронизированы с часами РСТВ-01, сличение ежеминутное, корректировка осуществляется при расхождении на величину ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД (или сервера базы данных для ИК № 10) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД (или сервера базы данных для ИК № 10) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш») используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 | MD5 |
Модуль расчета небаланса энергии/мощности | CalcLeakage.dll | 3 | b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f | MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac | MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 | MD5 |
Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseModbus.dll | 3 | c391d64271 acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePiramida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f | MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации | SynchroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7cdc2 3 ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 | MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11.
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
о, е ме о Н | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ | ТН | Счётчик | ИВКЭ (ИВК) | Основная погрешность, % | По- грешнос ть в рабочих услови- | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ях9 % |
АО «ВПО «Точмаш» | ||||||||
1 | ПС 220/110/6/0,4 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, ф. 663 Точмаш ИК №5.1 | ТЛМ-10-1 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 0519; Зав. № 0665 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 2819 | EPQS Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 461640 | TK16L Зав. № 00039-227234-436 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±2,9 ±4,5 |
2 | ПС 220/110/6/0,4 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6кВ, ф. 669 Точ-маш ИК №5.2 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 14133; Зав. № 14130 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 704 | EPQS Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 461626 | TK16L Зав. № 00039-227234-436 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±2,9 ±4,5 |
3 | ПС 110/6 кВ "ВЭМЗ", ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, ф. 702 ИК №1 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 24068; Зав. № 23654 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № РПДВ | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073171 | СИКОН С70 Зав. № 02078 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
ПС 110/6 кВ | ТПОЛ-10 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 68710 | СИКОН С70 Зав. № 02078 | |||||
"ВЭМЗ", ЗРУ-6 | Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | активная | ±0,9 | ±2,9 | |||
4 | кВ, 2 СШ, ф. | 600/5 | Кл. т. 0,2S/0,5 | |||||
703 ИК №2 | Зав. № 3955; Зав. № 3887 | Зав. № 0108073175 | реактивная | ±2,3 | ±4,4 | |||
ПС 110/6 кВ | ТПОЛ-10 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1871 | СИКОН С70 Зав. № 02078 | |||||
"ВЭМЗ", ЗРУ-6 | Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | активная | ±1,1 | ±3,0 | |||
5 | кВ, 4 СШ, ф. 731 ИК №3 | 1000/5 Зав. № 778; Зав. № 305 | Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073185 | реактивная | ±2,6 | ±4,5 | ||
ПС 110/6 кВ | ТПОЛ-10 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 68711 | СИКОН С70 Зав. № 02078 | |||||
"ВЭМЗ", ЗРУ-6 | Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | активная | ±0,9 | ±2,9 | |||
6 | кВ, 3 СШ, ф. | 1000/5 | Кл. т. 0,2S/0,5 | |||||
742 ИК №4 | Зав. № 8035; Зав. № 431 | Зав. № 0108073192 | реактивная | ±2,3 | ±4,4 | |||
7 | ПС "Тепловые сети" (Владимирская ТЭЦ-1), ГРУ-6кВ, 1СШ, яч.28 ИК №5 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,2S 1000/5 | НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 Зав. № 02081 | активная | ±0,8 | ±1,6 |
Зав. № 7734; Зав. № 7835 | Зав. № 68967; Зав. № 68968 | Зав. № 0108073112 | реактивная | ±1,7 | ±2,7 | |||
8 | ПС "Тепловые сети" (Владимирская ТЭЦ-1), ГРУ-6кВ, 2СШ, яч.23 ИК №6 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,2S 600/5 | НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 Зав. № 02081 | активная | ±0,8 | ±1,6 |
Зав. № 14530; Зав. № 14531 | Зав. № 68970; Зав. № 68969 | Зав. № 0108073099 | реактивная | ±1,7 | ±2,7 |
Окончание таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
9 | Владимирская ТЭЦ-2, ПКРУ-6кВ, 2 секция яч.26 Точмаш ИК №1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 22908; Зав. № 5658 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 8706; Зав. № 9248 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 02050063 | СИКОН С1 Зав. № 01509 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,5 |
10 | РП-3 ввод №1 ф.26 ТЭЦ-2 ИК №1.1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 22465; Зав. № 22466 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 8649; Зав. № 9345 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802110997 | FRONT RACK Зав. № ТС7700526 | активная реактивная | ±1,3 ±2,5 | ±3,2 ±5,6 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ±
0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин1; диапазон
силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 -
1.0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин2; диапазон
силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 -
1.0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии EРQS от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
- для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №1-2 от плюс 15 °С до плюс 30 °С, для ИК 3-10 от плюс 10 °С до плюс 35 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на АО «ВПО «Точмаш» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик EРQS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД ТК16Ь - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- РСТВ-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш») типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
1 | 2 | 3 | 4 |
Трансформатор тока | ТЛМ-10-1 | 2473-00 | 2 |
Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 1261-02 | 14 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 4 |
Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 11094-87 | 4 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 2 |
Трансформатор напряжения | НОМ-6-77 | 17158-98 | 4 |
Трансформатор напряжения | НОМ-6 | 159-49 | 4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | EРQS | 25971-03 | 2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 7 |
Счетчик электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 1 |
Устройство сбора и передачи данных | TC16L | 36643-07 | 1 |
Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 28822-05 | 2 |
Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С1 | 15236-03 | 1 |
Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 28716-05 | 1 |
Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 51644-12 | 1 |
Радиосервер точного времени | РСТВ-01 | 40586-12 | 1 |
Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | - | 1 |
1 | 2 | 3 | 4 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Формуляр | - | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 61468-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
• трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
• трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
• по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• счетчиков EРQS - по документу РМ 1039597-26:2002 «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS», согласованному с Государственной службой метрологии Литовской Республики в 2002 г.;
• счетчиков СЭТ-4ТM.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатаци ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
• УСПД ТК16Ь - по документу «Устройство сбора и передачи данных ТК16Ь для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.041 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2007 г.;
• УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2005 г.;
• УСПД СИКОН С1 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
• Устройство синхронизации времени УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;
• Устройство синхронизации времени УСВ-3 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
• Радиосервер точного времени РСТВ-01 - по документу «Радиосерверы точного времени РСТВ-01. Методика поверки ПЮЯИ.468212.039МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.11;
• УСПД СИКОН С1 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
• термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до -100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш»), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш»)
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.