Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "СУАЛ" филиал "ВгАЗ-СУАЛ
- ООО "Энергоресурс-Холдинг", г.Волгоград
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:54196-13
- 05.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "СУАЛ" филиал "ВгАЗ-СУАЛ
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2013 |
Дата протокола | Приказ 813 п. 12 от 12.07.2013 |
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 «СУАЛ» филиал «ВгАЗ-СУАЛ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ, построенная на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии "АльфаЦЕНТР" (Госреестра № 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс, включающий в себя 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр № 37288-28), устройство синхронизации системного времени (УССВ), включающее приемник GPS-сигналов, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) на базе рабочей станции HP Proliant ML370 с установленным серверным программным обеспечением "АльфаЦЕНТР", а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Вспомогательное оборудование - автоматизированное рабочее место оператора (АРМ) с установленным клиентским программным обеспечением "АльфаЦЕНТР", монитор, комплект устройств интерактивного ввода-вывода.
Сервер ИВК, АРМ оператора АИИС и УСПД уровня ИВКЭ включены в локальную вычислительную сеть (ЛВС) ОАО "СУАЛ" филиал "ВгАЗ-СУАЛ" с помощью сетевого оборудования и поддерживают стек протокола TCP/IP-адресации архитектуры Ethernet.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
Лист № 2
Всего листов 10
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- 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);
- передача журналов событий счетчиков и УСПД в базу данных ИВК.
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 местным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485, волоконно-оптической линии связи и по беспроводному GSM/GPRS каналу (с использованием каналообразующей аппаратуры) поступает в УСПД, где осуществляется сбор, обработка и хранение измерительной информации. С помощью стека протокола TCP/IP-адресации архитектуры Ethernet осуществляется передача накопленных данных на СБД АИИС КУЭ.
СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения осуществляет формирование и хранение поступающей измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу данных коммерческого учета в ОАО "АТС" и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сигналы точного времени формируются функционально законченным устройством синхронизации системного времени (УССВ) на основании сигналов GPS от GPS-приемника устройства синхронизации системного времени (УССВ).
Сличение шкалы времени УСПД и сигналов УССВ происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени УСПД с сигналами УССВ происходит с периодичностью 10 минут при расхождении на величину более ±2,0 с.
Сличение шкал времени счетчиков, СБД со шкалой времени УСПД происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкал времени счетчиков, СБД с УСПД происходит при расхождении шкал времени счетчиков, СБД на величину более ±2,0 с.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика и УСПД.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО УСПД, ПО СБД, ПО АРМ.
Лист № 3
Всего листов 10
Программные средства СБД уровня ИВК включают серверную операционную систему, сервисные программы, программы обработки текстовой информации (MS Office), ПО систем управления базами данных (СУБД) и ПО "АльфаЦЕНТР".
Программные средства АРМ включают операционную систему, программы обработки текстовой информации (MS Office) и клиентское ПО "АльфаЦЕНТР".
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
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 |
Операционная система | MS Windows Server 2003 Standart Edition SP1 | 69890-012 592913/010 42196 | _ | _ | |
ПО "Альфа-ЦЕНТР" | программа -планировщик опроса и передачи данных | Amrserver.exe | 12.06.01.01 | 22262052a42d978c9c72f 6a90f124841 | MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Атгс.ехе | fccd9b27cc7a291c77486 bd86458c76a | |||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 0465eba625ee3c953ed29 185f9cdbf18 | |||
драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 58de888254243caa47afb 6d120a8197e | |||
Библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba400 eeae8d0572c | |||
библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e34444170ee e9317d635cd |
ПО "АльфаЦЕНТР" внесено в Госреестр СИ в составе комплекса ИВК "АльфаЦЕНТР" № 44595-10.
ПО «АльфаЦентр» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 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 измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
ПО "АльфаЦЕНТР" не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО "СУАЛ" филиал "ВгАЗ-СУАЛ".
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО "СУАЛ" филиал "ВгАЗ-СУАЛ" от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ ОАО "СУАЛ" филиал "ВгАЗ-СУАЛ" приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО "СУАЛ" филиал "ВгАЗ-СУАЛ" приведены в Таблице 3.
Таблица 2
№ ИИК | Наименование объекта | Состав измерительно-информационных каналов | Вид электроэнергии | ||||
Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | Сервер | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1 | КПП-1 ввод В-1 10 кВ | ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S 5000/1 Зав. № 893 Зав. № 889 Г осреестр № 11077-07 | TDC 4 Кл. т. 0,2 10000 ,3 100 ,3 Зав. № 1VLT5205005810 Зав. № 1VLT5205005815 Г осреестр № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01112543 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325-E1-512-M11-Q-12-G Зав. № 000985 Г осреестр № 37288-08 | HP Proliant ML370 | Активная, Реактивная |
2 | КПП-1 ввод В-2 10 кВ | ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S 5000/1 Зав. № 891 Зав. № 894 Г осреестр № 11077-07 | TDC 4 Кл. т. 0,2 10000/,3/100/,3 Зав. № 1VLT5205005808 Зав. № 1VLT5205005816 Г осреестр № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01116333 Г осреестр № 16666-07 | Активная, Реактивная | ||
3 | КПП-1 ввод В-3 10 кВ | ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S 5000/1 Зав. № 892 Зав. № 909 Г осреестр № 11077-07 | TDC 4 Кл. т. 0,2 10000/,3/100/,3 Зав. № 1VLT5205005818 Зав. № 1VLT5205005814 Г осреестр № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01112541 Г осреестр № 16666-07 | Активная, Реактивная | ||
4 | КПП-1 ввод В-4 10 кВ | ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S 5000/1 Зав. № 952 Зав. № 890 Г осреестр № 11077-07 | TDC 4 Кл. т. 0,2 10000/,3/100/,3 Зав. № 1VLT5205005813 Зав. № 1VLT5205005812 Г осреестр № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01112544 Г осреестр № 16666-07 | Активная, Реактивная | ||
5 | КПП-1 ввод В-5 10 кВ | ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S 5000/1 Зав. № 940 Зав. № 923 Г осреестр № 11077-07 | TDC 4 Кл. т. 0,2 10000/,3/100/,3 Зав. № 1VLT5205005805 Зав. № 1VLT5205005819 Г осреестр № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01112538 Г осреестр № 16666-07 | Активная, Реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
6 | КПП-1 ввод В-6 10 кВ | ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S 5000/1 Зав. № 922 Зав. № 919 Г осреестр № 11077-07 | TDC 4 Кл. т. 0,2 10000 ,3 100 ,3 Зав. № 1VLT5205005807 Зав. № 1VLT5205005811 Г осреестр № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01112546 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325-E1-512-M11-Q-12-G Зав. № 000985 Г осреестр № 37288-08 | HP Proliant ML370 | Активная, Реактивная |
7 | КПП-2 ввод В-7 10 кВ | ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S 5000/1 Зав. № 920 Зав. № 910 Г осреестр № 11077-07 | TDC 4 Кл. т. 0,2 10000/,3/100/,3 Зав. № 1VLT5205005809 Зав. № 1VLT5205005806 Г осреестр № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01116330 Г осреестр № 16666-07 | Активная, Реактивная | ||
8 | КПП-2 ввод В-8 10 кВ | ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S 5000/1 Зав. № 921 Зав. № 941 Г осреестр № 11077-07 | TDC 4 Кл. т. 0,2 10000/,3/100/,3 Зав. № 1VLT5205005820 Зав. № 1VLT5205005817 Г осреестр № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01116329 Г осреестр № 16666-07 | Активная, Реактивная | ||
9 | ПС "Алюминиевая" 220/10, ввод № 1, КПП-1 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 038239 Зав. № 038237 Зав. № 038241 Г осреестр № 22656-07 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103071147 Г осреестр № 27524-04 | Активная, Реактивная | ||
10 | ПС "Алюминиевая" 220/10, ввод № 2, КПП-1 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 038236 Зав. № 038240 Зав. № 038238 Г осреестр № 22656-07 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103070140 Г осреестр № 27524-04 | Активная, Реактивная | ||
11 | КПП-2 ЩСН-0,4 кВ ввод № 1 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 038345 Зав. № 038343 Зав. № 038347 Г осреестр № 22656-07 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103070030 Г осреестр № 27524-04 | Активная, Реактивная | ||
12 | КПП-2 ЩСН-0,4 кВ ввод № 2 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 038342 Зав. № 038346 Зав. № 038344 Г осреестр № 22656-07 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103070112 Г осреестр № 27524-04 | Активная, Реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
13 | КПП-1 10 кВ РУ-10 кВ 1 СШ-10 кВ яч.13 | ТЛК-10-5 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 13654 Зав. № 12062 Г осреестр № 9143-06 | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 0833 Г осреестр № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 03051933 Госреестр № 27524-04 | RTU-325-E1-512-M11-Q-12-G Зав. № 000985 Г осреестр № 37288-08 | HP Proliant ML370 | Активная, Реактивная |
14 | КПП-1 10 кВ РУ-10 кВ 2 СШ-10 кВ яч.18 | ТЛК-10-5 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 13661 Зав. № 13676 Г осреестр № 9143-06 | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 0788 Г осреестр № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 03051021 Госреестр № 27524-04 | Активная, Реактивная |
Таблица 3
Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
81(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | 85 %, I5 %— I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %— I изм— I 120 % | ||
1 - 8 ТТ-0,28; ТН-0,2; C4-O,2S | 1,0 | ± 1,1 | ± 0,8 | ± 0,7 | ± 0,7 |
0,9 | ± 1,2 | ± 0,8 | ± 0,8 | ± 0,8 | |
0,8 | ± 1,4 | ± 0,9 | ± 0,8 | ± 0,8 | |
0,7 | ± 1,6 | ± 1,0 | ± 0,9 | ± 0,9 | |
0,5 | ± 2,1 | ± 1,3 | ± 1,1 | ± 1,1 | |
9 - 12 ТТ-0,58; C4-O,2S | 1,0 | ± 1,8 | ± 1,0 | ±0,8 | ± 0,8 |
0,9 | ± 2,3 | ± 1,3 | ± 1,0 | ± 1,0 | |
0,8 | ± 2,8 | ± 1,5 | ± 1,1 | ± 1,1 | |
0,7 | ± 3,5 | ± 1,8 | ± 1,3 | ± 1,3 | |
0,5 | ± 5,3 | ± 2,7 | ± 1,9 | ± 1,9 | |
13, 14 ТТ-0,58; ТН-0,5; C4-O,2S | 1,0 | ± 1,9 | ± 1,2 | ± 1,0 | ± 1,0 |
0,9 | ± 2,4 | ± 1,4 | ± 1,2 | ± 1,2 | |
0,8 | ± 2,9 | ± 1,7 | ± 1,3 | ± 1,3 | |
0,7 | ± 3,6 | ± 2,0 | ± 1,6 | ± 1,6 | |
0,5 | ± 5,4 | ± 3,0 | ± 2,3 | ± 2,3 | |
Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
81(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | 85 %, I5 %— I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %— I изм— I 120 % | ||
1 - 8 ТТ-0,28; ТН-0,2; Сч-0,5 | 0,9 | ±5,6 | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
0,8 | ±4,3 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 | |
0,7 | ±3,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,1 | |
0,5 | ±3,2 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 | |
9 - 12 ТТ-0,58; Сч-0,5 | 0,9 | ± 6,4 | ± 3,4 | ± 2,6 | ± 2,6 |
0,8 | ± 4,5 | ± 2,6 | ± 2,0 | ± 2,0 | |
0,7 | ± 3,7 | ± 2,2 | ± 1,8 | ± 1,8 | |
0,5 | ± 2,9 | ± 1,8 | ± 1,6 | ± 1,6 | |
13, 14 ТТ-0,58; ТН-0,5; Сч-0,5 | 0,9 | ± 6,6 | ± 3,7 | ± 2,9 | ± 2,9 |
0,8 | ± 4,6 | ± 2,8 | ± 2,3 | ± 2,3 | |
0,7 | ± 3,8 | ± 2,3 | ± 2,0 | ± 2,0 | |
0,5 | ± 2,9 | ± 1,9 | ± 1,7 | ± 1,7 |
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 12%..
2. Характеристики относительной погрешности ИК 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, cosф=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 15 до 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 1ном
• температура окружающей среды:
• для счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С;
• для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
• для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
• для УСПД и сервера от плюс 10 до плюс 30°С.
6. Таблице 3 погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5°С до 40°С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 524252005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
8. 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 - не менее 90000 часов;
• счетчик электроэнергии ЕвроАЛЬФА - не менее 80000 часов;
• УСПД RTU-325 - не менее 100000 часов.
Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 0,5 часа;
• для GSM модема Тв < 1 час.
• для компьютера АРМ 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, УСПД, сервере;
Лист № 8
Всего листов 10
• 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.
Наличие фиксации в журнале событий в УСПД следующих событий:
• фактов параметрирования;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;
• счетчик электроэнергии ЕвроАЛЬФА - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 336 суток, при отключении питания до 5 лет;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств 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-во, шт. |
1 | 2 | 3 |
Трансформаторы тока | ТЛШ-10 | 16 |
Трансформаторы тока | Т-0,66 | 12 |
Трансформаторы тока | ТЛК-10-5 | 4 |
Трансформаторы напряжения | TDC 4 | 16 |
Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 |
Счётчик электрической энергии | EA02RALX-P4-BN-3 | 8 |
Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03.08 | 4 |
Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
GSM/GPRS модем | Овен ПМ01-220.АВ | 1 |
GSM/GPRS модем | Овен ПМ01-220.В | 2 |
УСПД | RTU-325-E1-512-M11-Q-12-G | 1 |
1 | 2 | 3 |
Устройство синхронизации системного времени | УССВ-35HVS | 1 |
Сервер сбора и хранения БД | HP Proliant ML370 | 1 |
Оптический преобразователь | АЕ-1 | 1 |
Оптический преобразователь | УСО-2 | 1 |
Специализированное программное обеспечение | "АльфаЦЕНТР" | 1 |
Паспорт - формуляр | 93523624.422231.13/010.ЭД .ФО | 1 |
Методика поверки | МП 1582/550-2013 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1582/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «СУАЛ» филиал «ВгАЗ-СУАЛ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в апреле 2013 года.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 10 сентября 2004 г.
- для счётчиков ЕвроАЛЬФА - по документу "ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАЛЬФА. Методика поверки № 026/447-2007", согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Ростест-Москва" в сентябре 2007 г.;
- для УСПД RTU-325 - по документу "Устройство 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).
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
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 системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "СУАЛ" филиал "ВгАЗ-СУАЛ". Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1263/550-01.00229-2013 от 19.05.2013 года.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Лист № 10
Всего листов 10
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
Осуществление торговли и товарообменных операций.