Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Калининградской области (ГТП Балтийск, Дунаевка)
- ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:54636-13
- 23.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Калининградской области (ГТП Балтийск, Дунаевка)
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2013 |
| Дата протокола | Приказ 953 п. 23 от 23.08.2013 |
| 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 «Оборонэнергосбыт» по Калининградской области (ГТП Балтийск, Дунаевка) (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 выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех 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) (для ИИК 1 - 4 функции ИВКЭ выполняет ИВК), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт», основной и резервный серверы баз данных (СБД) ОАО «Оборонэнергосбыт», автоматизированное рабочее место (АРМ), УССВ УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), 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; 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 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
На ПС 110/10 кВ Дунаевка установлен УСПД RTU-325L, который раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивает счетчики, также в нем осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчиках коэффициенты трансформации выбраны равные единице, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.
ССД, устанавливаемый в ЦСОИ регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт», с периодичностью один раз в 24 часа по GSM-каналу опрашивает УСПД RTU-325L, а также счетчики на ПС, не оборудованных УСПД, и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности, в автоматическом режиме один раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.
АРМ, установленные в ЦСОИ ОАО «Оборонэнергосбыт», считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени УСВ-2, УСПД, ССД регионального отделения ОАО «Обо-ронэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» и счетчиков. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав УСВ-2 входят GPS-приемники, что обеспечивает ход часов УСВ-2 не более ±0,35 с/сут.
Сравнение показаний часов УСВ-2 и СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-2 и СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется один раз в час вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-2 и СБД ОАО «Оборонэнергосбыт».
Сравнение показаний часов УСВ-2 и ССД регионального отделения ОАО «Оборонэнер-госбыт» осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-2 и сервера регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется один раз в час вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-2 и ССД регионального отделения ОАО «Оборон-энергосбыт».
Сравнение показаний часов УСПД и ССД происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и ССД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 10 - 13 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 10 - 13 и УСПД на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 9 и ССД регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется один раз в сутки, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера регионального отделения ОАО «Оборон-энергосбыт» на величину более чем ± 1 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
_______Таблица 1 - Идентификационные данные 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 «Пирамида 2000» | модуль, объединяющий драйвера счетчиков | BLD.dll | Версия 8 | 58a40087ad0713aaa6 668df26828eff7 | MD5 |
| драйвер кэширования ввода данных | cachect.dll | 7682c987fb7603c985 3c9alll0f6009d | |||
| драйвер опроса счетчика СЭТ 4ТМ | Re-gEvSet4tm.dll | 3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 | |||
| драйвера кэширования и опроса данных контроллеров | caches 1.dll | b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb | |||
| cacheS10.dll | 6802cbdeda81efea2b 17145ff22efOO | ||||
| siconsl0.dll | 4b0ea7c3e50a73099fc9908f c785cb45 | ||||
| sicons50.dll | 8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 | ||||
| драйвер работы с СОМ-портом | comrs232.dll | bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf | |||
| драйвер работы с БД | dbdLdll | feO5715defeec25eO62 245268ea0916a | |||
| библиотеки доступа к серверу событий | ESClient_ex.dll | 27c46d43bllca3920c f2434381239d5d | |||
| filemap.dll | C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e | ||||
| библиотека проверки прав пользователя при входе | plogin.dll | 40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее 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».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 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 электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| № ИИК | Наименование объекта | Состав ИИК | Вид электроэнергии | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ | ИВК | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПС О-36 60/15/10 кВ г. Балтийск, ЗРУ-10 кВ, Т-1 ввод 10 кВ | ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт =600/5 Зав. № 20363; 24482 Госреестр № 1261-59 | НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3264 Госреестр № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1106120089 Госреестр № 46634-11 | HP ProLiant DL180G6 Зав. № CZJ2380JB4 | активная реактивная | |
| 2 | ПС О-36 60/15/10 кВ г. Балтийск, ЗРУ-10 кВ, Т-2 ввод 10 кВ | ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт =600/5 Зав. № 9404; 19956 Госреестр № 1261-59 | НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3277 Госреестр № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1106120159 Госреестр № 46634-11 | активная реактивная | ||
| 3 | ПС О-36 60/15/10 кВ г. Балтийск, ЗРУ-15 кВ, Т-1 ввод 15 кВ | ТПОЛ 20 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 92; 94 Госреестр № 5716-91 | ЗНОЛ-ЭК-15 кл. т 0,5 Ктн = 15750^3/ 100'/3 Зав. № 4782; 4785; 4776; Госреестр № 47583-11 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1106120653 Госреестр № 46634-11 | активная реактивная | ||
| 4 | ПС О-36 60/15/10 кВ г. Балтийск, ЗРУ-15 кВ, Т-2 ввод 15 кВ | ТПОЛ 20 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 43; 168 Госреестр № 5716-91 | ЗНОЛ-ЭК-15 кл. т 0,5 Ктн = 15750^3/ 100^3 Зав. № 4754; 4753; 4766; Госреестр № 47583-11 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1106120597 Госреестр № 46634-11 | активная реактивная | ||
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 5 | ПС О-69 Дунаевка 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, Т-1 ввод 110 кВ | ТРГ-110 II* кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 5047;5046;5045 Госреестр № 26813-06 | НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = 110000/^3/ 100/'/3 Зав. № 6574; 6576; 6570 Госреестр № 24218-08 | A1805-RALQ-P4GB-DW4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01234309 Госреестр № 31857-11 | RTU-325L Зав. № 006217 Госреестр № 37288-08 | HP ProLiant DL180G6 Зав. № CZJ2380JB4 | активная реактивная |
| 6 | ПС О-69 Дунаевка 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, Т-2 ввод 110 кВ | ТРГ-110 II* кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 5049; 5050; 5048 Госреестр № 26813-06 | НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = 110000/^3/ 100/"3 Зав. № 6577; 6575; 6572 Госреестр № 24218-08 | A1805-RALQ-P4GB-DW4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01234310 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 7 | ПС О-69 Дунаевка 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, Т-1 ввод 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 14552-11; 22168-11; 22173-11; Госреестр № 32139-11 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3/ 100/03 Зав. № 02352-11; 02351-11; 02353-11; Госреестр № 35956-07 | A1805-RALQ-P4GB-DW4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01234305 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 8 | ПС О-69 Дунаевка 110/10 кВ, ЩСН-0,4 кВ, ТСН-1 ввод 0,4 кВ | Т-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 250/5 Зав. № 11/178802; 11/178796; 11/178798; Госреестр № 22656-07 | A1805-RALQ-P4GB-DW4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01234307 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |||
| 9 | ПС О-69 Дунаевка 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, Т-2 ввод 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 22417-11; 22218-11; 22296-11; Госреестр № 32139-11 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3/ 100/03 Зав. № 01650-11; 01743-11; 02354-11; Госреестр № 35956-07 | A1805-RALQ-P4GB-DW4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01234306 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 10 | ПС О-69 Дунаевка 110/10 кВ, ЩСН-0,4 кВ, ТСН-2 ввод 0,4 кВ | Т-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 250/5 Зав. № 11/178797; 11/178803; 11/178801; Госреестр № 22656-07 | A1805-RALQ-P4GB-DW4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01234308 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
Таблица 3
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной 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 - 4 (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 | |
| 5, 6 (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 | |
| 7, 9 (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 | |
| 8, 10 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 | |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 | |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,3 | ±1,9 | |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 | |
| 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 - 4 (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 | |
| 5, 6 (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 | |
| 7, 9 (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 | |
| 8, 10 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | - | ±7,1 | ±4,6 | ±4,0 |
| 0,8 | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,6 | |
| 0,7 | - | ±4,8 | ±3,7 | ±3,5 | |
| 0,5 | - | ±4,2 | ±3,4 | ±3,3 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Лист № 7
Всего листов 10 Примечания:
1. Погрешность измерений Si(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 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 1,02Uhom;
• сила тока от Ihom 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 0,9Uhom до 1,1Uhom,
• сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 5 - 7, 9, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 1 - 4, 8, 10;
• 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 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и счетчики ИИК № 1 - 4 ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии, счетчики ИИК № 5 - 10 по ГОСТ 26035-83 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. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. 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:
• счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов
• счетчик электроэнергии A1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
• RTU 325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
• УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для сервера 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.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет
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., шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Счётчик | ПСЧ-4ТМ.05МК.12.01 | 4 |
| Счётчик | A1805-RALQ-P4GB-DW4 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ 20 | 4 |
| Трансформатор тока | ТРГ-110 II* | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-ЭК-15 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Коммуникатор GSM | С-1.02 | 2 |
| УСПД | RTU-325L | 1 |
| Сервер регионального отделения ОАО «Оборон-энергосбыт» | HP ProLiant DL180G6 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 3 |
| Сервер портов RS-232 | Moxa NPort 5410 | 1 |
| GSM Модем | Teleofis RX100-R | 1 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 1000 RM | 1 |
| Сервер БД ОАО «Оборонэнергосбыт» | SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7) | 2 |
| GSM Модем | Cinterion MC35i | 2 |
| Коммутатор | 3Com 2952-SFP Plus | 2 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 3000 RM | 2 |
| Методика поверки | МП 1611/550-2013 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.845 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1611/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборон-энергосбыт» по Калининградской области (ГТП Балтийск, Дунаевка). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 28 июня 2013 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- RTU-325L - по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2010 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 (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Калининградской области (ГТП Балтийск)». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0220/201201.00324-2011 от 02.11.2012 г.;
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Калининградской области (ГТП Дуна-евка)». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0197/2013-01.003242011 от 05.06.2013 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 Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.