Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Приморскому краю (ГТП КЭТ, Лазурная, Бурная, Штыково)
- ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:54807-13
- 24.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Приморскому краю (ГТП КЭТ, Лазурная, Бурная, Штыково)
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2013 |
| Дата протокола | Приказ 1086 п. 31 от 10.09.2013 |
| 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 Приморскому краю (ГТП КЭТ, Лазурная, Бурная, Штыково) (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) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05) (для ИИК 11 - 13 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 кВтч.
На ПС «КЭТ» 35/6 кВ, ПС «Лазурная» 35/6 кВ установлены УСПД СИКОН С70, которые раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики, также в них 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 СИКОН С70, 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 1 - 10 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 10 и УСПД на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 11 - 13 и ССД регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется один раз в сутки, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера регионального отделения ОАО «Обо-ронэнергосбыт» 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 668df25428eff7 | MD5 |
| драйвер кэширования ввода данных | cachect.dll | 7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d | |||
| драйвер опроса счетчика СЭТ 4ТМ | Re- gEvSet4tm.dll | 3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 | |||
| драйвера кэширования и опроса данных контроллеров | caches 1.dll | b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb | |||
| cacheS10.dll | 6802cbdeda81 efea2b 17145ffl22efOO | ||||
| siconsl0.dll | 4b0ea7c3e50a73099fc9908f c785cb45 | ||||
| sicons50.dll | 8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 | ||||
| драйвер работы с СОМ-портом | comrs232.dll | bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf | |||
| драйвер работы с БД | dbd.dll | 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 "КЭТ" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, ф.8 | ТПОЛ-СВЭЛ-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 1241417; 1241416 Г осреестр № 45425-10 | НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0072 Г осреестр № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0108070006 Г осреестр № 27524-04 | СИКОН С70 Зав. № 02456 Госреестр № 28822-05 | HP ProLiant DL180G6 Зав. № CZJ24000S4 | активная реактивная |
| 2 | ПС "КЭТ" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, ф.19 | ТПОЛ-СВЭЛ-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 1241395; 1241392 Г осреестр № 45425-10 | НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0069 Г осреестр № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0107077020 Г осреестр № 27524-04 | активная реактивная | ||
| 3 | ПС "КЭТ" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, ф.24 | ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 40132; 12275 Г осреестр № 1276-59 | НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0072 Г осреестр № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0107076115 Г осреестр № 27524-04 | активная реактивная | ||
| 4 | ПС "КЭТ" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, ф.23 | ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 58375; 38120 Г осреестр № 1276-59 | НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0069 Г осреестр № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070406 Г осреестр № 27524-04 | активная реактивная | ||
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 5 | ПС "КЭТ" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, ф.26 | ТПОЛ-СВЭЛ-10 кл. т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 1243385; 1243386 Г осреестр № 45425-10 | НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0069 Г осреестр № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0107076044 Г осреестр № 27524-04 | СИКОН С70 Зав. № 02456 Госреестр т№ 28822-05 | HP ProLiant DL180G6 Зав. № CZJ24000S4 | активная реактивная |
| 6 | ПС "КЭТ" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, ф.27 | ТПФ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 10919; 162530; 109199 Г осреестр № 814-53 | НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0072 Г осреестр № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0107076023 Г осреестр № 27524-04 | активная реактивная | ||
| 7 | ПС "КЭТ" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, ф.25 | ТПФМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 02830; 02844 Г осреестр № 814-53 | НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0072 Г осреестр № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0108070141 Г осреестр № 27524-04 | активная реактивная | ||
| 8 | ПС "КЭТ" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, ф.28 | ТПОЛ-СВЭЛ-10 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 1241267; 1241278 Г осреестр № 45425-10 | НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0072 Г осреестр № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0108070013 Г осреестр № 27524-04 | активная реактивная | ||
| 9 | ПС "Лазурная" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф.5 | ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 5185; 2789 Г осреестр № 2473-69 | НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6618 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0107076058 Г осреестр № 27524-04 | СИКОН С70 Зав. № 02454 Госреестр № 28822-05 | активная реактивная | |
| 10 | ПС "Лазурная" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф.22 | ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 1666; 1327 Г осреестр № 2473-69 | НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6617 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070019 Г осреестр № 27524-04 | активная реактивная | ||
| 11 | ТП-65 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1, ввод 0,4 кВ | Т-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 77820; 77819;77500 Г осреестр № 17551-06 | ПСЧ-4ТМ.05.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0309070714 Г осреестр № 27779-04 | - | активная реактивная | ||
| 12 | ТП-176 6/0,4 кВ, ввод РУ-6 кВ | ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 6258; 6337 Г осреестр № 2473-69 | НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6321 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0108072146 Г осреестр № 27524-04 | активная реактивная | ||
| 13 | ТП-169 6/0,4 кВ, ввод РУ-6 кВ | ТОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 21675; 64416 Г осреестр № 7069-79 | НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 465 Госреестр № 38049 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0108071157 Г осреестр № 27524-04 | активная реактивная |
Таблица 3
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической 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, 2, 5, 8 (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 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 | |
| 3, 4, 6, 7, 9, 10, 12, 13 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 | |
| 0,8 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 | |
| 0,7 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 | |
| 0,5 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 | |
| 11 (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 8, % | |||
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %— I изм< I 20 % | I 20 %— I изм< I 100 % | I100 %— I изм— I 120 % | ||
| 1, 2, 5, 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±12,1 | ±4,8 | ±3,3 | ±3,1 |
| 0,8 | ±10,1 | ±3,7 | ±2,6 | ±2,6 | |
| 0,7 | ±9,4 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,3 | |
| 0,5 | ±8,7 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,1 | |
| 3, 4, 6, 7, 9, 10, 12, 13 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | - | ±7,2 | ±4,0 | ±3,1 |
| 0,8 | - | ±5,2 | ±3,1 | ±2,6 | |
| 0,7 | - | ±4,3 | ±2,7 | ±2,3 | |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±2,3 | ±2,1 | |
| 11 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | - | ±7,0 | ±3,7 | ±2,8 |
| 0,8 | - | ±5,1 | ±2,9 | ±2,3 | |
| 0,7 | - | ±4,3 | ±2,5 | ±2,2 | |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±2,2 | ±2,0 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 61(2>%P и 51(2)%q для cosф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%p и 31(2)%Q для cosф<1,0 нормируется от I2%.
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-Хном, cosф=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,(>Uhom до 1,1-Uhom,
• сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 1, 2, 5, 8, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 3, 4, 6, 7, 9 - 13;
• 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 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и 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 СЭТ-4ТМ.03, ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 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 СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 56 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
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИ-ИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4
| Наименование | Тип | Кол. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-СВЭЛ-10 | 8 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПФ-10 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Электросчетчик | СЭТ-4ТМ.03.01 | 12 |
| Электросчетчик | ПСЧ-4ТМ.05.04 | 1 |
| Контроллер | SDM-TC65 | 5 |
| УСПД | Сикон C70 | 2 |
| 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 |
| 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 1629/550-2013 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.785.02 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1629/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборон-энергосбыт» по Приморскому краю (ГТП КЭТ, Лазурная, Бурная, Штыково). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в августе 2013 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 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 2010 г.;
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 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 с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Приморскому краю (ГТП КЭТ)». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0244/2012-01.00324-2011 от 15.11.2012 г.;
- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Приморскому краю (ГТП Лазурная)». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0258/2012-01.00324-2011 от 22.11.2012 г.;
- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Приморскому краю (ГТП Бурная)». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0215/2013-01.00324-2011 от 10.06.2013 г.;
- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Приморскому краю (ГТП Штыково)». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0257/2012-01.00324-2011 от 21.11.2012 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.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.