Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 5651 от 26.10.11 п.09
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 44202
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени, отдельными технологическими объектами ОАО «ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы используются для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счётчики); вторичные измерительные цепи; технические средства приёма-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-5.

2-й уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер опроса и сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (далее - УСВ) на базе GPS-приемника, эталонный источник системного времени тайм-сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (далее - тайм-сервер), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО).

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 преобразуют 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 с помощью проводных линий связи поступает на сервер опроса, с которого информация передается на сервер БД. На сервере БД осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации от сервера БД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов форматов 80020, 80030 и 80040 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. Предоставление дистанционного доступа к АИИС КУЭ для контроля со стороны организаций-участников ОРЭМ осуществляется с помощью стандартных средств операционной системы при помощи интернет-соединения с удаленным рабочим столом сервера БД или АРМ ИВК АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS-приемник и тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ». Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс. При отсутствии GPS-приемника, синхронизация сервера БД АИИС КУЭ осуществляется от тайм-сервера, обеспечивающего передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую корректировку времени.

Время сервера АИИС КУЭ синхронизировано со временем GPS-приемника, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и GPS-приемника на ±1 с. Синхронизация времени в ИК происходит при каждом сеансе счетчика с ИВК, который составляет 1 раз в 30 минут. Корректировка выполняется при расхождении времени счетчика со временем сервера на ±3 с, но не чаще чем раньше раз в сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 6.4, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов

Номер ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

1

2

3

4

5

6

1

ПС 110/35/6кВ «Прогресс-1», РУ-6кВ ГПП-1, яч.47, Ввод 4

ТПШЛ-10

Кл. т. 0,5 3000/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

2

ПС 110/35/6кВ «Прогресс-1», РУ-6кВ ГПП-1, яч.30, Ввод 3

ТПШЛ-10

Кл. т. 0,5 3000/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

3

ПС 110/35/6кВ «Прогресс-1», РУ-6кВ ГПП-1, яч.9, Ввод 1

ТПШЛ-10

Кл. т. 0,5 3000/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

4

ПС 110/35/6кВ «Прогресс-2», РУ-6кВ ГПП-2, Ввод 2 6кВ от

Т-1

ТЛШ-10

Кл. т. 0,5 3000/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

5

ПС 110/35/6кВ «Прогресс-2», РУ-6кВ ГПП-2, Ввод 1 6кВ от Т-2

ТЛШ-10

Кл. т. 0,5 3000/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05

Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

6

ПС 110/35/6кВ «Прогресс-2», РУ-35кВ ГПП-2, яч.7

ТПОЛ-35

Кл. т. 0,5 1500/5

ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

7

ПС 110/35/6кВ «Прогресс-2», РУ-35кВ ГПП-2, яч.3

ТПОЛ-35

Кл. т. 0,5 1500/5

ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3

ПСЧ-4ТМ.05

Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

8

ПС 110/35кВ «Прогресс-3», РУ-35кВ ГПП-3, яч.3

ТПОЛ-35

Кл. т. 0,5 1500/5

ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3

ПСЧ-4ТМ.05

Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

9

ПС 110/35кВ «Прогресс-3», РУ-35кВ ГПП-3, яч.11

ТПОЛ-35

Кл. т. 0,5 1500/5

ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3

ПСЧ-4ТМ.05

Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

10

РП-7 6кВ, I с.ш. 6кВ, яч. 3, КЛ-6кВ в сторону КТП-731

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5S 100/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

11

РП-7 6кВ, I с.ш. 6кВ, яч. 13, КЛ-6кВ в сторону ГФ-2

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5S 400/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

1

2

3

4

5

6

12

РП-7 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 14, КЛ-6кВ в сторону ГФ-3

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5S 400/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

13

РП-7 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 12, КЛ-6кВ в сторону ГФ-1

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5S 400/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

14

РП-7 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 4, КЛ-6кВ в сторону КТП-731

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5S 100/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

15

РП-3 6кВ, III с.ш. 6кВ, яч. 48, КЛ-6кВ в сторону КТП-323

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S 100/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

16

РП-3 6кВ, IV с.ш. 6кВ, яч. 67, КЛ-6кВ в сторону КТП-329

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S 400/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

17

РП-3 6кВ, I с.ш. 6кВ, яч. 5, КЛ-6кВ в сторону КТП-323

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S 100/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

18

РП-3 6кВ, I с.ш. 6кВ, яч. 8, КЛ-6кВ в сторону КТП-325

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S 200/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

19

РП-3 6кВ, I с.ш. 6кВ, яч. 13, КЛ-6кВ в сторону КТП-321

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S 200/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

20

РП-3 6кВ, I с.ш. 6кВ, яч. 14, КЛ-6кВ в сторону КТП-334

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S 50/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

21

РП-3 6кВ, I с.ш. 6кВ, яч. 15, КЛ-6кВ в сторону КТП-322

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S 100/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

22

РП-3 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 83, КЛ-6кВ в сторону КТП-330

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S 150/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

23

РП-3 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 85, КЛ-6кВ в сторону КТП-334

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S 150/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

1

2

3

4

5

6

24

РП-3 6кВ, II с.ш.

6кВ, яч. 20, КЛ-6кВ в сторону

КТП-325

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S 200/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

25

РП-3 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 23, КЛ-6кВ в сторону КТП-321

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S 200/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

26

РП-3 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 27, КЛ-6кВ в сторону КТП-324

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S 200/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

27

РП-3 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 28, КЛ-6кВ в сторону КТП-322

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S 100/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

28

РП-3 6кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 30, КЛ-6кВ в сторону КТП-329

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S 400/5

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0

активная, реактивная

29

ПС 110/35/6кВ «Прогресс-2», ГПП-2 РУ-6кВ, яч.21, КЛ-6кВ в сторону РП-6кВ ООО «Кемма»

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 300/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1

активная, реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений активной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:

Номер ИК

Диапазон тока

Основная погрешность ИК, ±%

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±%

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1, 2, 3,

4, 6, 29

0,051н1 < I1 < 0,21н1

1,8

2,5

2,9

5,5

2,2

2,9

3,2

5,7

0,21н1 < I1 < 1н1

1,2

1,5

1,7

3,0

1,7

2,0

2,2

3,4

1н1 < I1 < 1,21н1

1,0

1,2

1,3

2,3

1,6

1,8

1,9

2,7

5, 7, 8, 9

0,051н1 < I1 < 0,21н1

1,8

2,5

2,9

5,5

2,2

2,9

3,2

5,7

0,21н1 < I1 < 1н1

1,2

1,5

1,7

3,0

1,7

2,0

2,2

3,4

1н1 < I1 < 1,21н1

1,0

1,2

1,3

2,3

1,6

1,8

1,9

2,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

10, 11,

12, 13,

14, 15,

16, 17,

18, 19,

20, 21,

22, 23,

24, 25, 26, 27, 28

0,021н1 < I1 < 0,05Ih1

1,9

2,4

2,7

4,9

2,3

2,8

3,1

5,1

0,05Ih1 < 11 < 0,2Ih1

1,2

1,5

1,7

3,1

1,7

2,0

2,2

3,5

0,21н1 < 11 < 1н1

1,0

1,2

1,3

2,3

1,6

1,8

1,9

2,7

1н1 < 11 < 1,21н1

1,0

1,2

1,3

2,3

1,6

1,8

1,9

2,7

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)

Доверительные границы относ реактивной электрической эне

ительной погрешности результата измерений ргии при доверительной вероятности P=0,95:

Номер ИК

Диапазон тока

Основная погрешность ИК, ±%

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±%

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1, 2, 3, 4, 6, 29

0,05Ih1 < 11 < 0,2Ih1

5,7

4,6

2,7

6,4

5,4

3,9

0,21н1 < 11 < 1н1

3,2

2,6

1,8

4,3

3,9

3,2

1н1 < 11 < 1,21н1

2,5

2,1

1,5

3,8

3,5

3,1

5, 7, 8, 9

0,05Ih1 < Ii < 0,2Ihi

5,8

4,7

2,9

6,0

4,9

3,2

0,21н1 < 11 < 1н1

3,2

2,6

1,8

3,4

2,9

2,2

1н1 < 11 < 1,21н1

2,5

2,1

1,5

2,7

2,4

2,0

10, 11, 12, 13,

14, 15, 16, 17,

18, 19, 20, 21,

22, 23, 24, 25,

26, 27, 28

0,02Ihi < Ii < 0,05Ihi

6,0

4,9

3,2

6,6

5,5

3,9

0,05Ih1 < 11 < 0,21н1

3,6

3,0

2,1

4,0

3,4

2,6

0,21н1 < 11 < 1н1

2,5

2,1

1,6

2,9

2,5

2,1

1н1 < 11 < 1,21н1

2,5

2,1

1,5

2,8

2,5

2,1

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ не превышают ±5 с.

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. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблицах 2-4. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

29

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cos9 (sm9)

0,87 (0,5)

- температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 (5) до 120

- коэффициент мощности cos9 (sm9)

от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87)

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

- температура окружающей среды в месте расположения

от -40 до +50

электросчетчиков,°С:

от +5 до +30

- температура окружающей среды в месте расположения аппаратуры передачи и обработки данных, °С

от +5 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчиков Меркурий 230 Art-00 PQRSIDN

150000

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчиков ПСЧ-4ТМ.05М

140000

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчиков ПСЧ-4ТМ.05, СЭТ-4ТМ.03

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

35000

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

35

- при отключении питания, лет, не менее Сервер:

10

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

КГ_АИИС = 0,97 - коэффициент готовности;

ТО_ИК (АИИС) = 3870 ч - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

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

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТПШЛ-10

1423-60

6

ТЛШ-10

11077-07

4

ТПОЛ-35

27414-04

12

ТОЛ-10

7069-07

10

ТПЛ-10-М

22192-07

28

Трансформатор тока

ТПЛ-10

1276-59

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

4

НТМИ-6

380-49

1

ЗНОМ-35-65

912-70

12

ЗНОЛ.06-6

3344-08

18

1

2

3

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М

36355-07

5

ПСЧ-4ТМ.05

27779-04

4

СЭТ-4ТМ.03.01

27524-04

19

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN

23345-07

1

Сервер опроса и сервер баз данных

ProLiant DL360 G5

-

1

Автоматизированные рабочие места персонала (АРМ)

-

-

4

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

-

1

Методика поверки

МП 48040-11 с изменением № 1

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Паспорт-формуляр

77148049.422222.057-ПФ

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 48040-11 с изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 14.09.2017 г.

Основные средства поверки:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- Счетчики типа ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20 ноября 2007 года;

- Счетчики типа ПСЧ-4ТМ.05 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.126РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 5 октября 2004 года;

- Счетчики типа СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 года;

- Счетчики типа Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN - в соответствии с методикой поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счётчики электрической энергии трёхфазные статические «Меркурий 230». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», согласовано с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.

- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

- термогигрометр CENTER (мод.315): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, Рег. № 22129-09.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787/2016 от 02.08.2016 г и в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭНЕРГОПРОМ-ЧЭЗ», аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание