Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "МРСК Центра" по точкам поставки в границах филиала "Орёлэнерго"
- ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:57683-14
- 23.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "МРСК Центра" по точкам поставки в границах филиала "Орёлэнерго"
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2014 |
| Дата протокола | Приказ 994 п. 07 от 25.06.2014 |
| 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 «МРСК Центра» по точкам поставки в границах филиала «Орёлэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L (Госреестр № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно -вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя коммуникационный сервер (КС) и сервер базы данных (СБД) филиала ОАО «МРСК Центра» -«Орелэнерго», устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 (Госреестр № 41681-09), УСВ реализованного на базе GPS - приемника модели Garmin 17HVS, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
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 в
специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) 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 в рамках согласованного регламента;
- 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;
Лист № 2
Всего листов 11 - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем.
Для ИИК 9, 11 - 16 цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством проводных линий связи RS-485 поступает в УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на СБД филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго». Передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ происходит по каналу GSM. Роль передающего устройства выполняют GSM модемы, установленные в шкафах АИИС КУЭ.
Для ИИК 1 - 8, 10 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через GSM канал связи поступает на коммуникационный сервер и далее на СБД филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго». При помощи программного обеспечения (ПО) СБД филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ-2, счетчиков, УСПД, КС и СБД филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго».
Сравнение показаний часов КС филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» и УСВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов КС филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов КС филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» и УСВ-2.
Сравнение показаний часов СБД и коммуникационного сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов СБД и коммуникационного сервера.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 8, 10 и коммуникационного сервера филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 - 8, 10 и коммуникационного сервера филиала ОАО «МРСК Центра» -«Орелэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 8, 10 и коммуникационного сервера филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов УСПД и GPS - приемника Garmin 17HVS, происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация часов УСПД и GPS - приемника Garmin 17HVS осуществляется независимо от показаний часов УСПД и GPS - приемника Garmin 17HVS.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 9, 11 - 16 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 9, 11 - 16 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 9, 11 - 16 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ac_ metrology.dll | 12.01 | 3E736B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3. Таблица 2
| № ИИК | | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ | ИВК | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПС 110/35/10 кВ Богородицкая, ввод №1 110 кВ | ТВИ-110 Кл.т. 0,5S 300/1 Зав. № 278 Зав. № 279 Зав. № 280 Госреестр № 30559-05 | НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 10817 Зав. № 11491 Зав. № 11333 Госреестр № 922-54 | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06918288 Госреестр № 31857-06 | - | Коммуникационный сервер, сервер базы данных филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» | Активная Реактивная |
| 2 | ПС 110/35/10 кВ Богородицкая, ввод №2 110 кВ | ТВИ-110 Кл.т. 0,5S 300/1 Зав. № 272 Зав. № 273 Зав. № 274 Госреестр № 30559-05 | НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 10365 Зав. № 24810 Зав. № 11470 Госреестр № 922-54 | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06918289 Госреестр № 31857-06 | - | Активная Реактивная | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 3 | ПС 110/35/10 кВ Богородицкая, СВ 110 кВ | ТВИ-110 Кл.т. 0,5S 300/1 Зав. № 275 Зав. № 276 Зав. № 277 Госреестр № 30559-05 | НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 10817 Зав. № 11491 Зав. № 11333 Зав. № 10365 Зав. № 24810 Зав. № 11470 Госреестр № 922-54 | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06918287 Госреестр № 31857-06 | - | Коммуникационный сервер, сервер базы данных филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» | Активная Реактивная |
| 4 | ПС 110/35/10 кВ Шаблыкино, ввод №1 110 кВ | ТВИ-110 Кл.т. 0,5S 300/1 Зав. № 281 Зав. № 285 Зав. № 282 Госреестр № 30559-05 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав. № 2277 Зав. № 961 Зав. № 963 Госреестр № 24218-08 | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06918282 Госреестр № 31857-06 | - | Активная Реактивная | |
| 5 | ПС 110/35/10 кВ Шаблыкино, ввод №2 110 кВ | ТВИ-110 Кл.т. 0,5S 300/1 Зав. № 283 Зав. № 284 Зав. № 286 Госреестр № 30559-05 | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06918284 Госреестр № 31857-06 | - | Активная Реактивная | ||
| 6 | ПС 35/10 кВ Юрьево, ввод №1 35кВ | ТОЛ-35 Кл.т. 0,5S 100/5 Зав. № 6 Зав. № 4 Зав. № 2165 Госреестр № 21256-07 | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Зав. № 1181267 Зав. № 1185437 Зав. № 1181044 Госреестр № 912-70 | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06918269 Госреестр № 31857-06 | - | Активная Реактивная | |
| 7 | ПС 35/10 кВ Ильинская, ввод №1 35 кВ | ТОЛ Кл.т. 0,5S 100/5 Зав. № 90 Зав. № 97 Зав. № 114 Госреестр № 47959-11 | ЗНОЛ-35Ш Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Зав. № 363 Зав. № 425 Зав. № 438 Госреестр № 21257-06 | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06918272 Госреестр № 31857-06 | - | Активная Реактивная | |
| 8 | ПС 35/10 кВ Ильинская, ввод №2 35 кВ | ТОЛ Кл.т. 0,5S 100/5 Зав. № 89 Зав. № 96 Зав. № 115 Госреестр № 47959-11 | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06918266 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 9 | ПС 110/35/10 кВ Дмитровская, ВЛ 110 Дмитровск-Лопандино | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 1152 Зав. № 1207 Госреестр № 2793-71 ТФЗМ 110Б-1У Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 14415 Госреестр № 26422-06 | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 31856 Зав. № 31884 Зав. № 31906 Госреестр № 1188-84 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112115768 Госреестр № 46634-11 | RTU 325L Зав. № 007980 Госреестр № 37288-08 | Коммуникационный сервер, сервер базы данных филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» | Активная Реактивная |
| 10 | ПС 35/10 кВ Урынок ВЛ-35 кВ Урынок -Стаканово | ТОЛ-35 Кл.т. 0,5S 100/5 Зав. № 1013 Зав. № 3 Зав. № 5 Госреестр № 21256-07 | ЗНОЛ-35Ш Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Зав. № 183 Зав. № 241 Зав. № 253 Госреестр № 21257-06 | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06918290 Госреестр № 31857-06 | - | Активная Реактивная | |
| 11 | ПС 110/35/10 кВ Коммаш, ввод №1 110 кВ | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 12228 Зав. № 12237 Зав. № 11623 Госреестр № 2793-71 | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 61761 Зав. № 61606 Зав. № 61786 Госреестр № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810136070 Госреестр № 36697-12 | RTU 325L Зав. № 007986 Госреестр№ 37288-08 | Активная Реактивная | |
| 12 | ПС 110/35/10 кВ Коммаш, ввод №2 110 кВ | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 12758 Зав. № 12746 Зав. № 13826 Госреестр № 2793-71 | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 61859 Зав. № 60319 Зав. № 61350 Госреестр № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810135440 Госреестр № 36697-12 | Активная Реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 13 | ПС 110/35/10 кВ Верховье-2, ЦРП-1 Ввод 1 6 кВ, яч. 13 | ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Зав. № 2941 Зав. № 5991 Зав. № 7075 Госреестр № 1423-60 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 755 Госреестр № 2611-70 | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06918277 Госреестр № 31857-06 | RTU 325L Зав. № 007982 Госреестр № 37288-08 | Коммуникационный сервер, сервер базы данных филиала ОАО «МРСК Центра» -«Орелэнерго» | Активная Реактивная |
| 14 | ПС 110/35/10 кВ Верховье-2, ЦРП-1 Ввод 2 6 кВ, яч. 28 | ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Зав. № 28АВУ Зав. № 28ВВУ Зав. № 28СВУ Госреестр № 1423-60 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 658 Госреестр № 2611-70 | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06918264 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | ||
| 15 | ПС 110/35/10 кВ Верховье-2, ЦРП-2 Ввод 1 6 кВ, яч. 12 | ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Зав. № 12АВУ Зав. № 12ВВУ Зав. № 12СВУ Госреестр № 1423-60 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 5310 Госреестр № 2611-70 | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06918265 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная | ||
| 16 | ПС 110/35/10 кВ Верховье-2, ЦРП-2 Ввод 2 6 кВ, яч. 29 | ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Зав. № 2205 Зав. № 2905 Зав. № 2802 Госреестр № 1423-60 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 5088 Госреестр № 2611-70 | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06918276 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
Таблица 3
| Номер ИИК | cosф | Пределы допус активной элект | каемой относительной погрешности ИИК при измерении рической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % | ||
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %— I изм< I 20 % | I 20 %— I изм< I 100 % | I100 %— I изм— I 120 % | ||
| 1 - 3, 6 - 8, 10 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 | |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 | |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 | |
| 4, 5, (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,9 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,3 | ±2,5 | ±2,5 | |
| 9, 11 - 16 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 | |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 | |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 | |
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %^ I изм< I 20 % | I 20 %^ I изм< I 100 % | I100 %^ I изм~ I 120 % | ||
| 1 - 3, 6 - 8, 10 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±6,7 | ±5,0 | ±4,2 | ±4,2 |
| 0,8 | ±6,6 | ±4,3 | ±3,8 | ±3,8 | |
| 0,7 | ±6,6 | ±4,0 | ±3,6 | ±3,6 | |
| 0,5 | ±6,6 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 | |
| 4, 5, (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±6,5 | ±4,8 | ±4,1 | ±4,1 |
| 0,8 | ±6,5 | ±4,2 | ±3,7 | ±3,7 | |
| 0,7 | ±6,5 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,5 | |
| 0,5 | ±6,4 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 | |
| 9, 11 - 16 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | - | ±7,3 | ±4,8 | ±4,2 |
| 0,8 | - | ±5,6 | ±4,1 | ±3,8 | |
| 0,7 | - | ±4,9 | ±3,8 | ±3,6 | |
| 0,5 | - | ±4,2 | ±3,5 | ±3,4 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 51(2)%q для созф<1,0 нормируется от 12%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
- сила тока от 1ном до 1,2-Ihom, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;
- сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК 1 - 8, 10;
- сила тока от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК 9, 11 - 16;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;
- счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;
- УСПД серия RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСПД Тв < 2 часа;
- для серверов Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
в журнале УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД Серии RTU-325L (коммерческий график нагрузки - расход электроэнергии по каждому каналу) - 18 месяцев; при отключении питания - не менее 3 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
| Наименование | Тип | Кол. |
| Трансформатор тока | ТВИ-110 | 15 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-35 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ | 6 |
| Трансформатор тока | ТФНД-110М | 8 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-1У | 1 |
| Трансформатор тока | ТПШЛ-10 | 12 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-35Ш | 6 |
| Трансформатор напряжения | НКФ110-83У1 | 9 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 4 |
| Счётчик | A1805RAL-P4GB-DW-4 | 4 |
| Счётчик | A1805RL-P4GB-DW-4 | 9 |
| Счётчик | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 2 |
| Счётчик | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 | 1 |
| УСПД | RTU 325L | 3 |
| Коммутатор | Cisco WS-C2960-48PST | 1 |
| Асинхронный сервер | MOXA Nport 5610 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Коммуникационный сервер филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» | Fujitsu PRIMERGY RX200 S7 | 1 |
| Сервер базы данных филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» | 1 | |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 3000i USB | 1 |
| Модем | Модем Teleofis RX-100R | 8 |
| GSM/GPRS модем | OnCell G2151I | 1 |
| Асинхронный сервер | Moxa NPort 5210 | 3 |
| Источник бесперебойного питания | UPS Ippon Smart Power Pro1400 | 3 |
| Методика поверки | МП 1841/550-2014 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.258 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1841/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МРСК Центра» по точкам поставки в границах филиала «Орёлэнерго». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в мае 2014 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.167РЭ1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.03.2011;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева 19.05.2006;
- УСПД Серии RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МРСК Центра» по точкам поставки в границах филиала «Орёлэнерго»». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0008/2014-01.00324-2011 от 07.03.2014 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
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.