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.

Развернуть полное описание