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

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 650 п. 64 от 24.08.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 47830
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

АИИС КУЭ также предназначена для сбора, накопления, обработки и хранения измерительной информации об электроэнергии (30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии), поступающей от смежных систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электроэнергии контрагентов (далее по тексту - смежных АИИС КУЭ), формирования отчетных документов и передачи информации как в центр сбора и обработки информации оптового рынка, так и в центры сбора и обработки информации прочих организаций в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации и действующими регламентами оптового рынка электрической энергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S, трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии, класса точности 0,2S и 0,5S в режиме измерений активной электроэнергии и класса точности 0,5 и 1,0 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-ой    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), представляющий из себя Центр сбора и обработки информации ОАО «Межрегионэнергосбыт» и включающий в себя каналообразующую аппаратуру; Сервер Сбора данных (далее - ССД); коммуникационное оборудование, обеспечивающее связь с системами автоматизированными информационно-измерительными организаций субъектов оптового рынка электроэнергии; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе IBM PC, специализированное программное обеспечение (далее - ПО) и устройство синхронизации системного времени УССВ.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из 1-ого и 2-ого 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 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 поступает на уровень ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, хранение, накопление и формирование измерительной информации, диагностика состояния средств и объектов измерений оформление справочных и отчетных документов.

ССД АИИС КУЭ, установленный в серверной офиса ОАО «Межрегионэнергосбыт» (административное здание ОАО «Нефтяной Дом»), с периодичностью раз в сутки или по запросу получает от ИВК смежных АИИС КУЭ коммерческие данные по каждому каналу учета за сутки. Измерительные сигналы содержат информацию о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений на соответствующих смежных АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется следующим образом: ССД АИИС КУЭ, подключен к УССВ. Часы ССД синхронизированы с часами GPS-приемника, входящего в состав УССВ. Сличение часов ССД АИИС КУЭ с часами УССВ проводится 1 раз в 30 мин. Коррекция проводится при расхождении часов УССВ и часов ССД на значение, превышающее ± 1 с (программируемый параметр).

Часы счетчика синхронизируются от часов ССД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и часов ССД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.

Смежные АИИС КУЭ (таблица 3) оснащены собственными СОЕВ. Коррекция часов в смежных АИИС КУЭ осуществляется в соответствии с принятыми проектными решениями на каждом иерархическом уровне и в соответствии с описанием типа каждой конкретной смежной АИИС КУЭ. Программируемые параметры коррекции времени в смежных АИИС КУЭ не ниже, чем указанные для АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт».

Информационный обмен с ИВК смежных АИИС КУЭ (таблица 3) осуществляется с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

Измерительная информация, в том числе с ИВК смежных АИИС КУЭ, записывается в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). ССД АИИС КУЭ в автоматическом режиме раз в сутки формирует отчеты в формате XML. Отправка сформированных отчетов в формате XML как в автоматическом, так и автоматизированном режиме (по команде оператора), производится по выделенному каналу связи в ПАК коммерческого оператора оптового рынка и другим заинтересованным субъектам ОРЭМ.

Передача данных в ПАК коммерческого оператора оптового рынка и другим заинтересованным субъектам ОРЭ осуществляется по стеку протоколов TCP/IP.

Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Программное обеспечение

В составе АИИС КУЭ используется ПО «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «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 «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Наименование

программного

обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО

«Энергосфера»

Модуль импорта - экспорта

expimp.exe

Не

ниже

6.4

55277FA614BAE00F

CDA8D65945267CE9

MD5

Модуль ручного ввода данных

HandInput.exe

Не

ниже

6.4

E2C7BBD88F67F3AB

B781222B97DED255

Модуль сервера опроса

PSO.exe

Не

ниже

6.4

E011E2E8D24FC146E

874E6EE713DB3D0

Модуль

предотвращения

сбоев

SrvWDT.exe

Не

ниже

6.4

D098C0267DA9909E6

054EB98A6A10042

Редактор расчетных схем

AdmTool.exe

Не

ниже

6.4

0E84F140A399FB01C

9162681FA714E4B

Модуль

администрирова

ния

системы

adcenter.exe

Не

ниже

6.4

9D9940380E62BC822

D29EAB0EE10E1AB

Модуль «АРМ Энергосфера»

ControlAge.exe

Не

ниже

6.4

DD5985B2FA5995B1

851FE8AC862BC93A

•    Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК нормированы с учетом ПО.

•    Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

о

о

-

Номер ИК

Канал

измерений

ОАО «Нефтяной Дом» 0,4 кВ КТП-1 Ввод-1

ю

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Счетчик

ТН

ТТ

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке

Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ

Кт = 0,5 S/1,0 Кеч = 1 № 23345-07

1

Кт = 0,5 Ктт = 3000/5 №26101-03

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

О td >

О

td

>

Обозначение, тип

1

ТА600

ТА600

ТА600

05379696

1

ю

о

о

о

LtJ

LtJ

О

LtJ

2010.03302

ю

о

о

о

о

Заводской номер

600

о\

Ктт'Ктн'Кеч

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Наименование измеряемой величины

Активная

Реактивная

00

Вид энергии

X

рэ g

S' рэ 2

3 43 ►rt §

±1,0

±2,1

40

Основная относительная погрешность ИК (± 8), %

S о

о 3

К ^

я 2

О

я

К к га cd

±5,5

±4,0

о

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± 8), %

S3 (J

л

н

•а

о

и

о

п

Я

Л

п

г>

Я

5

Л

н

л

и

а

5

п

г>

Я

5

п

*

15

■в

»

я

н

ге

■в

5

г>

н

5

Я

5

И

о

CD

Ч

О

и

К

о

н

о

со

К

о

н

Ы 1-1^

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Кт = 0,5

А

TA600

2010.03304

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

ОАО «Нефтяной Дом» 0,4 кВ КТП-1 Ввод-2

н

н

Ктт = 3000/5

В

TA600

2010.03305

№ 26101-03

С

TA600

2010.03306

К

н

А

-

В

-

-

600

002

С

Активная

± 1,0

± 5,5

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

05270678

Реактивная

± 2,1

± 4,0

Кт = 0,5

А

TC12

35381

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

ОАО «Нефтяной Дом» 0,4 кВ КТП-2 Ввод-1

н

н

Ктт = 3000/5

В

TC12

35378

№ 26100-03

С

TC12

35380

К

н

А

± 5,5

-

В

-

-

600

003

С

Активная

± 1,0

± 4,0

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

04456040

Реактивная

± 2,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Кт = 0,5

А

TC12

35373

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

ОАО «Нефтяной Дом» 0,4 кВ КТП-2 Ввод-2

н

н

Ктт = 3000/5

В

TC12

35374

№ 26100-03

С

TC12

35364

X

н

А

-

В

-

-

600

004

С

Активная

± 1,0

± 5,5

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

04445035

Реактивная

± 2,1

± 4,0

Кт = 0,5

А

TC12

35375

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

ОАО «Нефтяной Дом» 0,4 кВ КТП-3 Ввод-1

н

н

Ктт = 3000/5

В

TC12

35369

№ 26100-03

С

TC12

35363

Я

н

А

± 5,5

-

В

-

-

600

005

С

Активная

± 1,0

± 4,0

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

04456049

Реактивная

± 2,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Кт = 0,5

А

TC12

35377

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

ОАО «Нефтяной Дом» 0,4 кВ КТП-3 Ввод-2

н

н

Ктт = 3000/5

В

TC12

35376

№ 26100-03

С

TC12

35367

К

н

А

± 5,5

-

В

-

-

600

006

С

Активная

± 1,0

± 4,0

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

04444997

Реактивная

± 2,1

*

Э Е S О

О

ОТ,

о ^

Кт = 0,5

А

ТПШЛ-10

4023

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

н

н

Ктт = 2000/5

В

-

-

№ 1423-60

С

ТПШЛ-10

4430

К

н

Кт = 0,5

А

± 5,5

Ктт = 6000/100

В

НТМИ-6

7142

24000

007

№ 831-53

С

Активная

± 1,1

± 2,7

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

0104062231

Реактивная

± 2,3

Продолжение таблицы 2

о

о

о

о

VO

о

о

оо

ОАО «Башкирэнерго» СТЭЦ, ГПП, РУ 6 кВ, яч. 38, ф.38.

С ал аватнефтемаш

ОАО «Башкирэнерго» СТЭЦ, ГПП, РУ 6 кВ, яч. 12, ф.12.

С ал аватнефтемаш

ОАО «Башкирэнерго» СТЭЦ, ГПП, РУ 6 кВ, яч. 9, ф.2. С ал аватнефтемаш

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ю*

ю

W

н

II

i?

^1

о

Л

JO

00

LtJ

ю

II

1

СЛ

1

о

р

LtJ

3

^ нн Н

Ю ^ II

ui ^ Я ю и ю

-Р*. СЛ 0^0

^    нн Н

Ю    ^ II

ui    ^ Я

ю    || ю

-Р*.    СЛ

iо*

00

LtJ

iо* оо

LtJ

W

н

II

р

II Н

-р*.

^ §

§ II

о

о

о

о

On

О

О

О

О

О

§ II

о

о

о

о

JO

о

о

о

о

JO

>

>

>

>

>

>

td

td

td

td

td

ю

О

о

о

о

о

о

0 н

1

н

2

о

OJ

0 н

1

н

2

о

OJ

0 ч

1

н

2

о

OJ

X

н

2

К

I

Os

X

н

2

К

I

Os

X

н

2

К

I

Os

о

ю

о

Os

U)

о

ю

О

U)

о

Os

ю

о

ю

Os

о

U)

о

Os

о

о

ю

о

-р^

о

-рь.

ил

О

ю

00

о

-р^

Os

О

12000

12000

о\

24000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

--j

hd

о>

р

п

X

со

X

Р

hd

о>

р

3

к

со

X

Р

hd

о>

р

3

к

со

д

Р

>

п

К

со

Д

В3

>

п

X

СИ

д

р

П

Д

со

д

В3

00

Н-

Js>

Н-

Н-

Js>

Н-

Н-

Js>

Н-

vo

Н- Н-

JJ у>

"о 'л

н- н-

JJ у>

"о 'л

н- н-

JJ у>

"о 'л

о

ю

о

-

ОАО «Салаватнефтемаш» РП-2, РУ-бкВ, 1 СШ, яч. 11, (ввод 2 с ГПП СТЭЦ, ф.2)

ОАО «Салаватнефтемаш» РП-2, РУ-бкВ, 2 СШ, яч.15, (ввод 3 с ГПП СТЭЦ, фЛ)

ю

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

LtJ

Кт = 0,2S/1,0 Ксч = 1 № 15697-09

Кт = 0,5 Ктт = 6000/100 № 16687-07

Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 № 1261-08

Кт = 0,2S/1,0 Ксч = 1 № 15697-09

Кт = 0,5 Ктт = 6000/100 № 16687-07

Кт = 0,5 S Ктт = 400/5 № 1261-08

Хитон

X1QU-3KME-T2-00

О И >

О

И

>

Хитон

X1QU-3KME-T2-00

О И >

О

И

>

-Р*.

НАМИТ-10 УХЛ2

ТПОЛ-Ю УЗ

1

ТПОЛ-Ю УЗ

НАМИТ-10 УХЛ2

ТПОЛ-Ю УЗ

1

ТПОЛ-Ю УЗ

11311804

2716110000003

22934

1

22933

11311805

2716110000002

22948

1

22946

7200

4800

ON

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

^1

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

00

н- н-

JJ ^ ■л ^

н- н-

JJ ^ ■л ^

VO

±4,8

±3,9

±4,8

±3,9

о

я

чз

о

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

Ю

о

<т>

*1

о

и

к

о

н

о

со

К

о

н

Ы I'O

Продолжение таблицы 2

U)

ОАО «Салаватнефтемаш» РП-1, РУ-бкВ, 1 СШ, яч.1, (ввод 1 с ГПП СТЭЦ, _ф.12Б)

ОАО «Салаватнефтемаш» РП-2, РУ-бкВ, 1 СШ, яч.З, (ввод 1 с ГПП СТЭЦ, _ф.12А)

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ю*

Кт

W

II

On

о

Л

JO

VO

II

^1

1

СЛ

о

VO

i?

i?

ю

ю

VO

ю

I

о

^1

^    нн Н

^ II

^    л g

о    ^ ^ ''О

^ ^ И

Z3 н

to II II

2<,Я

о ^ й 00

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

00

^1

I

о

^1

>

>

>

>

ю

И

ю

Cd

О

о

о

о

X

О

23

и а

I

н

ю

I

о

о

0

2 3

и а

1

н

ю

I

о

о

К

н

I

О

t=l

ю

К

н

I

О

<

X

U

ю

ю

о

ю

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

U)

00

о

00

о

U)

1200

900

С\

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

--j

hd

о>

Р

П

X

со

X

Р

hd

о>

рэ

3

к

со

X

р

>

п

К

D3

X

В3

>

К

со

X

Р

00

И

о <т>

*1 о

Й К о ч

о ^

СО Го*

Н-

Js>

Н-

Н-

Js>

Н-

VO

и

К

о

н

Н- Н-\о оо

Н- Н-\о "оо

Продолжение таблицы 2

On

ОАО «Салаватнефтемаш» РП-2, РУ-бкВ, 2 СШ, яч.24, (ввод 4 с ГПП СТЭЦ, ф.38Б)

ОАО «Салаватнефтемаш» РП-1, РУ-бкВ, 2 СШ, яч.10, (ввод 2 с ГПП СТЭЦ, ф.38А)

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ю*

Кт

II

On

о

JO

40

II

^1

сл

О

40

Ю*

Ктт

Кт

ю*

н

II

ю

II

II

On

О

JO

сл

ю

JO

40

II

1

о

о

о

сг>

^1

О

сл

00

40

i?    ^    «

ю    ИЗ    н

£ II    П

40 ,    о

о    м

<1    ^

ю*

о —

о\

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

>

>

>

>

ю

И

ю

Cd

О

о

о

о

К

О

23

и а

I

н

ю

I

о

о

0

2 3

и а

1

н

ю

I

о

о

К

н

I

О

t=l

ю

К

н

I

О

<

X

U

ю

о

о

о

о

о

о

ю

о

о

о

о

о

о

00

о

Os

00

о

ю

2400

900

С\

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

--j

hd

о>

р

п

х

со

X

Р

hd

о>

рэ

3

к

со

я

р

>

п

К

D3

X

В3

>

П

X

со

X

Р

00

И

о <т>

►I

о

и

X о н

о ^

СО Го*

Н-

JN)

Н-

н-

Js>

Н-

40

К

о

н

Н- Н-LtJ 4^

\о оо

Н- Н-OJ 4^ \о "оо

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) Ином; ток (1 - 1,2) 1ном, еоБф = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (18 - 25) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном;

0,5 инд. < еоБф < 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 55 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для еоБф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10° С до 30° С.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Межрегионэнергосбыт» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

С использованием ИВК АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт» проводится информационный обмен с ИВК смежных АИИС КУЭ, указанных в таблице 3.

Таблица 3. Наименование смежных АИИС КУЭ

п.п.

Наименование смежных АИИС КУЭ

Номер в Г осреестре

1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ОАО «Башкирэнерго» (ООО «БГК»)

46521-10

2

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ОАО «Салаватнефтеоргсинтез»

35502-07

3

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»

39615-08

4

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ -«ПС 500 кВ Демьянская»

46475-10

5

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ВЛ 110 кВ «Оленья-Песцовая»

45047-10

Примечание:

1. Допускается изменение состава смежных АИИС КУЭ (в части ИК), внесенных в Государственный реестр средств измерений утвержденных типов.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и измерительных трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 19832001 соответственно, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    электросчётчик Меркурий 230ART - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчётчик «Хитон» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    ССД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервный сервер с установленным специализированным ПО «Энергосфера»;

-    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 событий ИВК:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывы электропитания;

-    программные и аппаратные перезапуски;

-    установка и корректировка времени;

-    переход на летнее/зимнее время;

-    нарушение защиты ИВК;

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

-    защита информации на программном уровне:

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

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на ССД.

Глубина хранения информации:

-    электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт» представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт»

Наименование

Кол-во, шт.

1

2

Трансформатор тока ТА600

6

Трансформатор тока ТС12

12

Трансформатор тока ТПШЛ-10

4

Трансформатор тока ТПОФ-10

4

Трансформатор тока ТПОЛ-10 У3

8

Трансформатор тока ТПЛ-10 М У2

4

Трансформатор напряжения НТМИ-6

4

Трансформатор напряжения НАМИТ-10 УХЛ2

6

Счётчик электрической энергии Меркурий 230

6

Счётчик электрической энергии Хитон Х^Ц-3КМЕ-Т2-00

6

Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03

4

Сервер HP Proliant DL380R05

2

1

2

Коммутатор HP ProCurve Switch 2512

1

Ethernet сервер устройств NPort 5610

1

Источник бесперебойного питания APC Smart-UPS 5000VA/3750W

1

НКУ Метроника МС-225 - шкаф УССВ

1

Модем AnCom STF/D40011/105

1

GSM - модем Ancom RM

1

Преобразователь интерфейса RS-485/RS-232

1

АРМ с установленным специализированным ПО

Методика поверки

1

Руководство по эксплуатации

1

Поверка

Осуществляется по документу «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

•    Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

•    Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;

•    Счетчики электрической энергии Меркурий 230 - по документу "Методика поверки" АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;

•    Счетчики электрической энергии многофункциональные 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 г.;

•    Счетчики электрической энергии трехфазные электронные многофункциональные «Хитон» - по документу «Счетчики электрической энергии электронные трехфазные многофункциональные «Хитон». Методика поверки АЛБН 001-00-00-00ИП», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д. И.Менделеева в июле 2003 г.;

•    Средства измерений по 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»;

•    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.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Межрегионэнергосбыт».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт»

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.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".

«Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ОАО «Межрегионэнергосбыт».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание