Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мордовская энергосбытовая компания"
- ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:58486-14
- 22.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мордовская энергосбытовая компания"
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2014 |
| Дата протокола | Приказ 1377 п. 63 от 25.09.2014 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Срок действия сертификата | .. |
| Страна-производитель | Россия |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мордовская энергосбытовая компания» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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), включающие в себя измерительные 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 таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ТОК-С (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ЦСОИ ОАО «Мордовэнерго» и ЦСОИ ОАО «Мордовская энергосбытовая компания».
ЦСОИ ОАО «Мордовэнерго» включает в себя сервер сбора данных ОАО «Мордовэнерго», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УССВ-35 HVS, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
ЦСОИ ОАО «Мордовская энергосбытовая компания» включает в себя сервер сбора данных ОАО «Мордовская энергосбытовая компания», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1495), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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 № 1, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД ТОК-С, 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 основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-232 поступает на GSM-модем, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ЦСОИ ОАО «Мордовэнерго», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Из ЦСОИ ОАО «Мордовэнерго» данные по сети Internet передаются в ЦСОИ ОАО «Мордовская энергосбытовая компания», где импортируются в базу данных и передаются в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Передача информации по группам точек поставки в ПАК ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» 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, состояний 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 с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1. УСВ-1 синхронизирует собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-1. Предел допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с. Сервер сбора данных ОАО «Мордовская энергосбытовая компания» периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов сервера сбора данных осуществляется независимо от наличия расхождения.
УССВ-35 HVS синхронизирует часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, с ошибкой ± 1 мкс. Вне зависимости от наличия расхождения сервер сбора данных ОАО «Мордовэнерго» производит синхронизацию собственного системного времени с УССВ.
Во время сеанса связи (4 раза в сутки) сервера сбора данных ОАО «Мордовэнерго» с УСПД ТОК-С осуществляется сравнение и синхронизация системного времени.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД ТОК-С производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при обнаружении расхождения показаний часов счетчиков и УСПД ТОК-С (или ИВК для ИК № 3-12), но не чаще 1 раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
_______Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО______________________________
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 | MD5 |
| Модуль расчета небаланса энергии/мощности | CalcLeakage.dll | 3 | b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f | MD5 |
| Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac | MD5 |
| Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e6649 4521f63d00b0d9f | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseMod-bus.dll | 3 | c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePira-mida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f | MD5 |
Окончание таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации | SynchroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
| Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 | MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
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 счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
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 АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
| ТТ | ТН | Счётчик | ИВКЭ | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС Березники 110/35/10 кВ, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 9 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 8132 Зав. № 7827 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 791 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603110254 | ТОК-С Зав. № 8168 | активная реактивная |
| 2 | ПС Березники 110/35/10 кВ, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 16 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 6719 Зав. № 5070 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 782 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 08072755 | активная реактивная | |
| 3 | ПС «Пичеуры» 35/10 кВ, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. № 2 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 53647 Зав. № 23289 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 829 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 08072736 | — | активная реактивная |
| 4 | ПС «Пичеуры» 35/10 кВ, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. № 10 | ТОЛ 10-1 Кл.т. 0,5 75/5 Зав. № 6871 Зав. № 1041 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 5088 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 04070319 | — | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | ПС 110/35/10 «Бедно-демьяновск» ОРУ-35 кВ 1 СШ яч. 1 ВЛ-35 кВ «Веднодемьяновск-Ачадово» | ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 38310 Зав. № 14613 | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 1149718 Зав. № 1149720 Зав. № 1134562 | EA05RAL-P3C-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01013382 | — | активная реактивная |
| 6 | ПС Ардатов 110/35/10 2 СШ ОРУ-110 кВ ВЛ-110 кВ «Ардатов - Хмельмаш» | ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 51682 Зав. № 62160 Зав. № 51722 | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 51298 Зав. № 51128 Зав. № 49310 | EA05RAL-P3S-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01013371 | — | активная реактивная |
| 7 | ПС Теньгушево 110/35/10 кВ 2 СШ ВЛ-110 кВ «Новосельская - Теньгушево» | ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 51824 Зав. № 59991 Зав. № 353 | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 32956 Зав. № 32914 Зав. № 32982 | EA05RAL-P2C-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01083312 | — | активная реактивная |
| 8 | ПС 110/6 кВ Первомайск; ВЛ-110 кВ «Первомайск -Ельники» | ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 42474 Зав. № 42479 ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 5758 | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 24143 Зав. № 23884 НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 5686 | EA05RAL-P2C-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01082657 | — | активная реактивная |
Окончание таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 9 | ПС 110/6 кВ Первомайск; ВЛ-110 кВ «Первомайск -Темников» | ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 58060 Зав. № 58067 Зав. № 58064 | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 24143 Зав. № 23884 НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 5686 | EA05RAL-P2C-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01082656 | — | активная реактивная |
| 10 | ПС 110/6 кВ Первомайск; ОМВ-110 кВ | ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 25224 Зав. № 25266 Зав. № 25260 | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 1101317 Зав. № 24149 Зав. № 24146 | EA05RAL-P2C-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01082660 | — | активная реактивная |
| 11 | ПС 110/35/10 кВ Починки; ВЛ-110 кВ «Починки - Ичалки» | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 1003 Зав. № 6154 Зав. № 6159 | НКФ-110-57 Кл.т. 1 110000:^3/100:^3 Зав. № 762054 Зав. № 762052 Зав. № 702049 | EA05RAL-P3C-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01083321 | — | активная реактивная |
| 12 | ПС 35/10 кВ Б. Болдино; ВЛ-35 кВ «Б. Болдино - Б. Игнатово» | ТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 8754 Зав. № 8747 | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 1273443 Зав. № 1410296 Зав. № 1134934 | EA05RALX-P1C-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01032152 | — | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Основная погрешность, (± а), % | Погрешность в рабочих условиях, ( ± 5 ), % | ||||||
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| 1 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5 S) | Ihi<Ii<1,2Ihi | 1,1 | 1,2 | 2,0 | 1,7 | 1,9 | 2,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,4 | 1,6 | 2,8 | 1,9 | 2,2 | 3,2 | |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 2,5 | 2,9 | 5,4 | 2,8 | 3,2 | 5,6 | |
| 2,3 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5 S) | 1н1<11<1,21н1 | 1,1 | 1,2 | 2,0 | 1,7 | 1,9 | 2,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,4 | 1,6 | 2,8 | 1,9 | 2,2 | 3,2 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 2,3 | 2,9 | 5,4 | 2,6 | 3,2 | 5,6 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 2,5 | 3,0 | 5,4 | 2,8 | 3,3 | 5,6 | |
| 4-10, 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5 S) | 1н1<11<1,21н1 | 1,3 | 1,4 | 2,3 | 1,8 | 2,0 | 2,7 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,5 | 1,7 | 3,0 | 2,0 | 2,3 | 3,3 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 2,4 | 2,9 | 5,5 | 2,7 | 3,3 | 5,7 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 2,6 | 3,1 | 5,6 | 2,9 | 3,4 | 5,7 | |
| 11 (ТТ 0,5; ТН 1; Сч 0,5S) | 1н1<11<1,21н1 | 1,7 | 1,9 | 3,2 | 2,1 | 2,4 | 3,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,9 | 2,2 | 3,7 | 2,3 | 2,6 | 4,0 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 2,6 | 3,2 | 5,9 | 2,9 | 3,5 | 6,1 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 2,8 | 3,3 | 6,0 | 3,1 | 3,6 | 6,1 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Основная погрешность, (± 5), % | Погрешность в рабочих условиях, ( ± 5 ), % | ||||||
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 1,0) | 1н1<11<1,21н1 | 2,5 | 1,9 | 1,5 | 4,0 | 3,7 | 3,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 3,4 | 2,5 | 1,7 | 4,6 | 4,0 | 3,6 | |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 6,3 | 4,5 | 2,7 | 7,1 | 5,5 | 4,1 | |
| 2,3 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) | 1н1<11<1,21н1 | 2,2 | 1,6 | 1,1 | 2,4 | 1,8 | 1,3 |
| 0,21н1<11<1н1 | 3,2 | 2,3 | 1,4 | 3,4 | 2,4 | 1,6 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 6,2 | 4,3 | 2,4 | 6,4 | 4,4 | 2,6 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 6,2 | 4,3 | 2,5 | 6,5 | 4,5 | 2,7 | |
| 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 1н1<11<1,21н1 | 2,7 | 2,0 | 1,4 | 2,4 | 2,0 | 1,4 |
| 0,21н1<11<1н1 | 3,6 | 2,5 | 1,7 | 3,1 | 2,6 | 1,7 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 6,5 | 4,5 | 2,7 | ||||
| 0,051н1<11<0,11н1 | 6,6 | 4,6 | 2,8 | 5,6 | 4,6 | 2,8 | |
| 5-10, 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 1н1<11<1,21н1 | 2,6 | 2,1 | 1,6 | 3,1 | 2,6 | 2,1 |
| 0,21н1<11<1н1 | 3,5 | 2,7 | 1,8 | 4,1 | 3,1 | 2,3 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 6,4 | 4,3 | 2,5 | 6,9 | 4,9 | 3,2 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 6,4 | 4,7 | 2,9 | 7,3 | 5,3 | 3,6 | |
Окончание таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 11 | Ih1<I1<1,2Ih1 | 3,6 | 2,8 | 2,0 | 4,0 | 3,1 | 2,4 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 4,3 | 3,2 | 2,2 | 4,8 | 3,6 | 2,6 | |
| (ТТ 0,5; ТН 1; | 0,1Ih1<I1<0,2Ih1 | 6,8 | 4,7 | 2,8 | 7,3 | 5,2 | 3,4 |
| Сч 1,0) | 0,05Ih1<I1<0,1Ih1 | 6,8 | 5,0 | 3,1 | 7,7 | 5,6 | 3,7 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва
ла, соответствующие вероятности 0,95.
3 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uhom; диапазон силы тока
(0,01 - 1,2) Ihom; частота (50+0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- ТТ и ТН от минус 40 °С до плюс 35 °С;
- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
- УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
- ИВК от плюс 10 °С до плюс 25 °С;
- 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) UH1; диапазон
силы первичного тока (0,01 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (зшф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 °C до плюс 40 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон
силы вторичного тока (0,01 - 1,2) Ih2; коэффициент мощности cos9 (зшф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха: от минус 40 °C до плюс 55 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 °С до плюс 30 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на от
каз не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ
не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счётчик электрической энергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ
не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- устройство сбора и передачи данных ТОК-С - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч;
- устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не
менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер IBM xSeries 345/2 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
- сервер HP Proliant DL360 G5 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 256 554 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания серверов и УСПД с помощью источ
ника 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;
- серверов;
- УСПД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- электросчетчика;
- сервера;
- УСПД.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик ЕвроАЛЬФА - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на
правлениях (4 канала) 74 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- электросчетчик ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.02 - тридцатиминутный профиль на
грузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления
(выработки) по каждому каналу - 40 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;
- сервер IBM xSeries 345/2 - хранение результатов измерений, состояний средств
измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована);
- сервер HP Proliant DL360 G5 - 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) ОАО «Мордовская энергосбытовая компания» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 2473-69 | 4 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 1856-63 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10-I | 15128-03 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-У1 | 3690-73 | 2 |
| Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1 | ТФЗМ-110Б-1У1 | 2793-88 | 11 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТФНД-110М ТФЗМ-110Б-1У1 | 2793-71 | 7 |
| Трансформаторы тока | ТФНД-35М | 3689-73 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 11094-87 | 3 |
| Трансформаторы напряжения антирезо-нансные трехфазные | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-00 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 912-70 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 1188-84 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 14205-94 | 5 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110 | 26452-04 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 | 1188-58 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 36355-07 | 1 |
| Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02 | 20175-01 | 3 |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные | ЕвроАЛЬФА | 16666-97 | 8 |
| Устройства сбора и передачи данных | ТОК-С | 13923-09 | 1 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-1 | 28716-05 | 1 |
| Методика поверки | - | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 58486-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мордовская энергосбытовая компания». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато
ры тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс
форматоры напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без от
ключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20 ноября 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом «Счетчики активной и ре
активной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководству по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087РЭ1», согласованным с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 08 января 2004 г.;
- счетчиков ЕвроАЛЬФА - в соответствии с документом Методика поверки «Мно
гофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА)», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 1998 г.;
- устройств сбора и передачи данных ТОК-С - в соответствии с разделом «Указа
ния по поверке» документа «Устройство сбора данных «ТОК-С». Инструкция по эксплуатации. АМР1.00.00 ИЭ», согласованным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 1994г.;
- устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Уст
ройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15 декабря 2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис
темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от
минус 20 °С 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 количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «Мордовская энергосбытовая компания» для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ ОАО «Мордовская энергосбытовая компания»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 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.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.