Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Центра» - «Курскэнерго» ПС «Жуковка», ПС «Золотухино», ПС «Бобрышево», ПС «Шумаково», ПС «Обоянь» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением в Филиале ОАО «МРСК Центра» - «Курскэнерго».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики) в части активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени, автоматизированное рабочее место (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК), каналообразующую аппаратуру, средства связи и передачи данных.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений не менее 3,5 лет в специализированной базе данных филиала ОАО «МРСК Центра» -«Курскэнерго», отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и другим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента;
Лист № 2
Всего листов 10
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер сбора данных и через концентратор на автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора, представляющие собой промышленные персональные компьютеры, которые обеспечивают функции резервного хранения базы данных и их предоставления в графическом виде. На сервере сбора данных установлено специализированное программное обеспечение «АльфаЦентр».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) со встроенным GPS-приемником, обеспечивающем синхронизацию часов сервера. Коррекция часов сервера происходит при превышении порога ± 1 с. Сервер поддерживает единое системное время, выполняя автоматически коррекцию хода часов подключенных счетчиков с периодичностью 1 раз в 30 минут. Поправка часов счетчиков согласно описания типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР", установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
| Идентификационн ое наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационно е наименование файла ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| "АльфаЦЕНТР" | v. 11.07.01.01 | 24dc80532f6d9391d c47f5dd7aa5df37 | amrserver.exe | MD5 |
| 783e1ab6f99a5a7ce4 c6639bf7ea7d35 | amrc.exe |
| 3408aba7e4f90b8ae 22e26cd1b360e98 | amra.exe |
| 0ad7e99fa26724e65 102e215750c655a | cdbora2.dll |
| 0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c | encryptdll.dll |
| b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd | alphamess.dll |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав 1-го уровня ИК |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ПС "Шумаково" 110/35/10 кВ ВЛ-110 кВ Шумаково-Солнцево | ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 579; 1853; 2376 Госреестр № 2793-71 | НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000А3)/(100А3) Зав. № 1047718; 1047333; 1047345 Госреестр № 14205-05 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1204826 Госреестр № 31857-06 |
| 2 | ПС "Шумаково" 110/35/10 кВ ВЛ-110 кВ Шумаково-Сеймская | ТФЗМ-110Б кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 42354; 1596; 3889 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000А3)/(100А3) Зав. № 26577; 25717; 25103 Госреестр № 14205-05 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1204834 Госреестр № 31857-06 |
| 3 | ПС "Золотухино" 110/35/10 кВ ВЛ-110 кВ Золотухино-Возы | ТФЗМ-110Б кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 3351; 3426; 3328 Госреестр № 2793-88 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000А3)/(100А3) Зав. № 39183; 39189; 39650 Госреестр № 1188-84 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1204825 Госреестр № 31857-06 |
| 4 | ПС "Золотухино" 110/35/10 кВ ВЛ-110 кВ Золотухино-Садовая | ТФЗМ-110Б кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 36881; 32963; 37415 Госреестр № 2793-88 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000А3)/(100А3) Зав. № 39499; 39612; 39498 Госреестр № 1188-84 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1204832 Госреестр № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 5 | ПС "Золотухино" 110/35/10 кВ ОМВ-110 кВ | ТФЗМ-110Б кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 29323; 29414; 36863 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/^3) Зав. № 39183; 39189; 39650 Госреестр № 14205-05 | А1805ИАЬО-Р4ОВ-Е№-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01204829 Госреестр № 31857-06 |
| 6 | ПС "Бобрышево" 110/35/10 кВ ВЛ-35 кВ Бобрышево - Ср. Ольшанка | ТФЗМ 35А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 50047; 39824 Госреестр № 26417-06 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 1371809; 1361169; 1371765 Госреестр № 912-70 | А1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01204828 Госреестр № 31857-06 |
| 7 | ПС "Бобрышево" 110/35/10 кВ Ввод-10 кВ №1 | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 5689; 5690; 5678 Госреестр № 2473-05 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 1641 Госреестр № 11094-87 | А1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01204836 Госреестр № 31857-06 |
| 8 | ПС "Бобрышево" 110/35/10 кВ Ввод-10 кВ №2 | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 1249; 1255 Госреестр № 1856-63 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1920 Госреестр № 20186-05 | А1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01204833 Госреестр № 31857-06 |
| 9 | ПС "Бобрышево" 110/35/10 кВ ТСН №1 | Т-0,66У3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 22974; 27836; 53443 Госреестр № 15764-96 | - | А1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01204841 Госреестр № 31857-06 |
| 10 | ПС "Бобрышево" 110/35/10 кВ ТСН №2 | ТК-20 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 00912; 40049 Госреестр № 1407-60 | - | А1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № Госреестр № 31857-06 |
| 11 | ПС "Жуковка" 110/35/10 кВ Ввод-10 кВ T1 | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 7500; 6286; 8586 Госреестр № 2473-05 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2625 Госреестр № 11094-87 | А1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01204830 Госреестр № 31857-06 |
| 12 | ПС "Жуковка" 110/35/10 кВ ВЛ-35 кВ Жуковка - Ольховатка | ТФН-35М кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 3468; 3373 Госреестр № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 1218653; 1218469; 1175134 Госреестр № 912-07 | А1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01204837 Госреестр № 31857-06 |
| 13 | ПС "Жуковка" 110/35/10 кВ ВЛ-35 кВ Жуковка - Маяк | ТФЗМ 35А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 32404; 32409 Госреестр № 26417-06 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 1218653; 1218469; 1175134 Госреестр № 912-07 | А1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01204824 Госреестр № 31857-06 |
| 14 | ПС "Жуковка" 110/35/10 кВ ТСН №1 10 кВ | Т-0,66 кл.т 1,0 Ктт = 200/5 Зав. № 42287; 05251; 86978 Госреестр № 22656-07 | - | А1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01204839 Госреестр № 31857-06 |
| 15 | ПС "Обоянь" 110/35/10 кВ ВЛ-110 кВ Обоянь - Ржава | ТФЗМ-110Б кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 25226; 1595; 25197 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/\,3)/( 100/^3) Зав. № 26869; 26731; 26873 Госреестр № 14205-05 | А1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01204835 Госреестр № 31857-06 |
| 16 | ПС "Обоянь" 110/35/10 кВ ОАО "Обоянский Элеватор" ф. 4119 яч.19 | ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 21940; 9355 Госреестр № 2363-68 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 732 Госреестр № 20186-05 | А1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01164692 Госреестр № 31857-06 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 55 %, | 520 %, | 5100 %, |
| I5 %—I изм<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | I100 %—1изм—1120% |
| 1 - 6, 8, 12, 13, 15, 16, (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,8 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,3 |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| 7, 11 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,5 | ±1,2 |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,8 | ±1,4 |
| 0,5 | ±5,4 | ±2,8 | ±2,0 |
| 9, 10, (Сч. 0,5S; ТТ 0,5) | 1,0 | ±1,7 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,2 | ±0,9 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,5 | ±1,1 |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,8 | ±1,3 |
| 0,5 | ±5,4 | ±2,7 | ±1,9 |
| 14 (Сч. 0,5S; ТТ 1,0) | 1,0 | ±3,3 | ±1,7 | ±1,2 |
| 0,9 | ±4,4 | ±2,2 | ±1,5 |
| 0,8 | ±5,5 | ±2,8 | ±1,9 |
| 0,7 | ±6,8 | ±3,4 | ±2,3 |
| 0,5 | ±10,0 | ±5,3 | ±3,6 |
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 55 %, | 520 %, | 5100 %, |
| I5 %—1 изм<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | I100 %—!изм—I120% |
| 1 - 6, 8, 12, 13, 15, 16, (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | ±6,5 | ±3,8 | ±2,7 |
| 0,8 | ±4,6 | ±2,6 | ±2,1 |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,2 | ±1,8 |
| 0,5 | ±2,9 | ±1,8 | ±1,5 |
| 7, 11 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,9 | ±6,4 | ±3,6 | ±2,4 |
| 0,8 | ±4,5 | ±2,4 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,0 | ±1,6 |
| 0,5 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 |
| 9, 10, (Сч. 1,0; ТТ 0,5) | 0,9 | ±6,4 | ±3,5 | ±2,3 |
| 0,8 | ±4,5 | ±2,4 | ±1,8 |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,0 | ±1,5 |
| 0,5 | ±2,9 | ±1,6 | ±1,3 |
| 14 (Сч. 1,0; ТТ 1,0) | 0,9 | ±12 | ±6,4 | ±4,2 |
| 0,8 | ±8,5 | ±4,3 | ±3,0 |
| 0,7 | ±6,7 | ±3,4 | ±2,4 |
| 0,5 | ±5,0 | ±2,6 | ±1,9 |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 55 %, | 520 %, | 5100 %, |
| I5 %—I изм<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | I100 %—1изм—1120% |
| 1 - 6, 8, 12, 13, 15, 16, (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,3 | ±2,6 |
| 7, 11 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,2 | ±1,9 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 |
| 9, 10, (Сч. 0,5S; ТТ 0,5) | 1,0 | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,8 | ±3,1 | ±1,9 | ±1,6 |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,2 | ±1,8 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,0 | ±2,3 |
| 14 (Сч. 0,5S; ТТ 1,0) | 1,0 | ±3,5 | ±2,1 | ±1,7 |
| 0,9 | ±4,5 | ±2,5 | ±2,0 |
| 0,8 | ±5,6 | ±3,0 | ±2,3 |
| 0,7 | ±6,9 | ±3,6 | ±2,6 |
| 0,5 | ±10 | ±5,4 | ±3,8 |
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 55 %, | 520 %, | 5100 %, |
| I5 %—I изм<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | I100 %—1изм—1120% |
| 1 - 6, 8, 12, 13, 15, 16, (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | ±7,4 | ±5,2 | ±4,2 |
| 0,8 | ±5,7 | ±4,1 | ±3,8 |
| 0,7 | ±5,0 | ±3,8 | ±3,6 |
| 0,5 | ±4,4 | ±3,5 | ±3,4 |
| 7, 11 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,9 | ±7,3 | ±5,0 | ±4,1 |
| 0,8 | ±5,7 | ±4,0 | ±3,7 |
| 0,7 | ±5,0 | ±3,7 | ±3,5 |
| 0,5 | ±4,3 | ±3,5 | ±3,4 |
| 9, 10, (Сч. 1,0; ТТ 0,5) | 0,9 | ±7,3 | ±5,0 | ±4,0 |
| 0,8 | ±5,6 | ±3,9 | ±3,6 |
| 0,7 | ±4,9 | ±3,7 | ±3,5 |
| 0,5 | ±4,3 | ±3,4 | ±3,3 |
| 14 (Сч. 1,0; ТТ 1,0) | 0,9 | ±12 | ±7,3 | ±5,3 |
| 0,8 | ±9,2 | ±5,3 | ±4,3 |
| 0,7 | ±7,5 | ±4,6 | ±4,0 |
| 0,5 | ±5,9 | ±4,0 | ±3,6 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для coso=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для coso 1,0 нормируется от 12%;
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01 •ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^1н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц;
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^ин1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 ^1н1 до 1,2-Ти1; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^ин2 до 1,1-Uk2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^1н2 до 1,2^1н2; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчик электроэнергии "Альфа А1800" - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках;
Лист № 8
Всего листов 10
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 Измерительный трансформатор тока | ТФНД-110М | 3 |
| 2 Измерительный трансформатор тока | ТФЗМ-110Б | 15 |
| 3 Измерительный трансформатор тока | ТФЗМ 35А-У1 | 4 |
| 4 Измерительный трансформатор тока | ТЛМ-10 | 6 |
| 5 Измерительный трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 2 |
| 6 Измерительный трансформатор тока | Т-0,66У3 | 3 |
| 7 Измерительный трансформатор тока | ТК-20 | 2 |
| 8 Измерительный трансформатор тока | ТФН-35М | 2 |
| 9 Измерительный трансформатор тока | Т-0,66 | 3 |
| 10 Измерительный трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| 11 Измерительный трансформатор напряжения | НКФ-110-57 У1 | 9 |
| 12 Измерительный трансформатор напряжения | НКФ110-83У1 | 6 |
| 13 Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 6 |
| 14 Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| 15 Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 |
| 16 Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | A1805RALQ-P4GB-DW-4 | 16 |
| 17 Сервер | HP Proliant ML370 G3co | 1 |
| 18 У стройство синхронизации системного времени | УССВ-35HVS | 1 |
| 19 Методика поверки | МП 834/500-2013 | 1 |
| 20 Паспорт - формуляр | 58729332.422231.026.ТРП-ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 834/500-2013 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Центра» - «Курскэнерго» ПС «Жуковка», ПС «Золотухино», ПС «Бобрышево», ПС «Шумаково», ПС «Обоянь». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" 30.01.2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
- для счетчиков «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 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;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Центра» - «Курскэнерго» ПС «Жуковка», ПС «Золотухино», ПС «Бобрышево», ПС «Шумаково», ПС «Обоянь»
Свидетельство об аттестации методики измерений 660/446-01.00229-2010 от 28 сентября 2010 г.
Нормативные документы
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".
4 ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".
5 ГОСТ 1983-2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".
Лист № 10
Всего листов 10
6 ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
