Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ивановоэнергосбыт» по ГТП ОАО «Кинешемская городская электросеть» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28822-05 (Рег. № 28822-05) и ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-04, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ООО «Ивановоэнергосбыт», серверы ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - филиала «Ивэнерго», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройства синхронизации времени УСВ-1 Рег. № 28716-05 и программное обеспечение (ПО).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (один раз в 30 мин) 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;
передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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);
сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
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. По окончании интервала интегрирования мощности (30 минут) текущие значения мощности добавляются в энергонезависимые регистры массива профиля мощности.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в 30 минут автоматически опрашивают счетчики электрической энергии и считывают 30-минутные профили электроэнергии, журналы событий. Считанные профили используются УСПД для вычисления значений электроэнергии с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. В счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены коэффициенты трансформации установлены равными единице. УСПД выступают в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.
Серверы ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - филиала «Ивэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивают УСПД ИИК 1 - 11, 18 и считывают 30-минутный профиль электроэнергии для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Серверы ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - филиала «Ивэнерго» в автоматическом режиме раз в сутки передают результаты измерений и журналы событий на сервер ООО «Ивановоэнергосбыт» в формате электронного документа XML, данные записываются в базу данных.
Сервер ООО «Ивановоэнергосбыт» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД ИИК 12 - 17 и считывает 30-минутный профиль электроэнергии для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер ООО «Ивановоэнергосбыт» осуществляет хранение и предоставление данных для оформления справочных и отчетных документов. АРМ АИИС КУЭ считывает данные из сервера ООО «Ивановоэнергосбыт» и осуществляет передачу данных в ПАК АО «АТС» за подписью ЭП субъекта ОРЭ, филиал АО «СО ЕЭС», смежному субъекту в виде xml-файлов формата 80020.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени, счетчиков, серверов ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - филиала «Ивэнерго», сервера ООО «Ивановоэнергосбыт». В качестве устройства синхронизации времени используются УСВ-1, к которым подключены ГЛОНАСС/GPS-приемники. УСВ-1 осуществляют прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемников непрерывно.
Сравнение показаний часов серверов ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - филиала «Ивэнерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов серверов ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - филиала «Ивэнерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов серверов ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - филиала «Ивэнерго» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов сервера ООО «Ивановоэнергосбыт» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера ООО «Ивановоэнергосбыт» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов сервера ООО «Ивановоэнергосбыт» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 1 - 11, 18 и серверов ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - филиала «Ивэнерго» происходит при каждом обращении к УСПД ИИК 1 - 11, 18, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК 1 - 11, 18 и серверов ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - филиала «Ивэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 1 - 11, 18 и серверов ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -филиала «Ивэнерго» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 12 - 17 и сервера ООО «Ивановоэнергосбыт» происходит при каждом обращении к УСПД ИИК 12 - 17, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК 12 - 17 и сервера ООО «Ивановоэнергосбыт» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 12 - 17 и сервера ООО «Ивановоэнергосбыт» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 56f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице технические характеристики приведены в таблицах 3, 4.
2, их основные метрологические и
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
Состав измерительно-информационных каналов
Вид
электро
энергии
Наименование
ИИК
Счетчик
УСПД
Сервер
ТТ
ТН
1
2
3
4
5
6
7
8
ПСЧ-4ТМ.05М.12 кл.т. 0,5S/1,0 Рег.
№ 36355-07
ТПФ-10
кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 517-50
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70
активная
реактив
ная
ПС 110 кВ Кинешма-110, РУ-6 кВ, Ф.601
1
а
л
а
и
л
и
ф
5 0 -
6 71
8
2
№.
.г
е
Р
ПСЧ-4ТМ.05М.12 кл.т. 0,5S/1,0 Рег.
№ 36355-07
ТПФ-10
кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 517-50
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70
активная
реактив
ная
ПС 110 кВ Кинешма-110, РУ-6 кВ, Ф.605
2
ж
в5
и0
р-
р6
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.
№ 46634-11
7
8 2
№.
.г
е
Р
ТПФ-10
кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 517-50
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70
активная
реактив
ная
а
р
т
н
е
Ц
К
С
Р
ПС 110 кВ Кинешма-110, РУ-6 кВ, Ф.609
3
5
0 0Г, <N С2 8 8 2
№. .г е Р
т
ы
б
с
о
г
р
е
н
э
о
в
о
н
а
в
И«
О
О
О
р
е
в
р
е
С
Я
о
ПСЧ-4ТМ.05М.12 кл.т. 0,5S/1,0 Рег.
№ 36355-07
ТПФ-10
кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 517-50
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70
В
С
У
активная
реактив
ная
ПС 110 кВ Кинешма-110, РУ-6 кВ, Ф.613
4
о
О
А
П
ы
р
е
ю
о
г
р
е
н
э
ю
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег.
№ 20186-00
ПСЧ-4ТМ.05М.12 кл.т. 0,5S/1,0 Рег.
№ 36355-07
ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 1276-59
рИ
е
«С « О А П ы р е в р е С
ПС 110 кВ Кинешма-110, РУ-6 кВ, IV СШ 6 кВ, Ф.618
активная
реактив
ная
5
ПСЧ-4ТМ.05М.12 кл.т. 0,5S/1,0 Рег.
№ 36355-07
ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70
ПС 110 кВ Кинешма-110, РУ-6 кВ, III СШ-6 кВ, Ф.623
активная
реактив
ная
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 7 | ПС 110 кВ Электроконтакт, РУ-6 кВ, I СШ-6 кВ, Ф.605 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 7069-79 | НОЛ.08 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 3345-72 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11 | ° 9 " I S £ О К№ Э .г ^ ; (U Рч | Серверы ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - филиала «Ивэнерго», УСВ-1, Рег. № 28716-05 Сервер ООО «Ивановоэнергосбыт», УСВ-1, Рег. № 28716-05 | активная реактив ная |
| 8 | ПС 110 кВ Электроконтакт, РУ-6 кВ, III СШ-6 кВ, Ф.614 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 7069-79 | НОЛ.08 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 3345-72 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | активная реактив ная |
| 9 | ПС 110 кВ Электроконтакт, РУ-6 кВ, IV СШ-6 кВ, Ф.623 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 7069-79 | НОЛ.08 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 3345-72 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11 | активная реактив ная |
| 10 | ПС 110 кВ Электроконтакт, РУ-6 кВ, IV СШ-6 кВ, Ф.626 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 7069-79 | НОЛ.08 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 3345-72 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | активная реактив ная |
| 11 | ПС 110 кВ Электроконтакт, РУ-6 кВ, II СШ-6 кВ, Ф.637 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 7069-79 | НОЛ.08 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 3345-72 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | активная реактив ная |
| 12 | ПС 35 кВ Городская, РУ-6 кВ, I СШ-6 кВ, ввод Т1 6 кВ | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 1000/5 Рег. № 1261-02 | НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27779-04 | СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 | активная реактив ная |
| 13 | ПС 35 кВ Городская, РУ-6 кВ, II СШ-6 кВ, ввод Т2 6 кВ | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 1000/5 Рег. № 1261-02 | НТМИ-6 кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27779-04 | активная реактив ная |
| 14 | ГПП 110 кВ Автозаводская, РУ-10 кВ, I СШ-10 кВ, Ф.103 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 1276-59 ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 | активная реактив ная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 15 | ГПП 110 кВ Автозаводская, РУ-10 кВ, I СШ-10 кВ, Ф.123 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 1276-59 ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Зав. № 77977 Рег. № 2363-68 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 | Серверы ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -филиала «Ивэнерго», УСВ-1, Рег. № 28716-05, Сервер ООО «Ивановоэнергосбыт», УСВ-1, Рег. № 28716-05 | активная реактив ная |
| 16 | ГПП 110 кВ Автозаводская, РУ-10 кВ, I СШ-10 кВ, Ф.124 | ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактив ная |
| 17 | ГПП 110 кВ Автозаводская, РУ-10 кВ, II СШ-10 кВ, Ф.121 | ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная реактив ная |
| 18 | ПС 110 кВ Электроконтакт, РУ-6 кВ, IV СШ-6 кВ, Ф.621 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 7069-07 | НОЛ.08 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 3345-72 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 | активная реактив ная |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относит измерении активной электрическ применения АИ | ельной погрешности ИИК при сой энергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), % |
| 51(2) %, l1(2)£ I изм< I 5 % | 55 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 520 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 5100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % |
| 1 - 17 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 S | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,3 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,2 | ±2,6 |
| 18 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2 S | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| Номер ИИК | sin9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % |
| 51(2)%, I 2 %£ I изм< I 5 % | 55 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 520 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 5100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % |
| 1 - 11, 14, 15, 17 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,7 | ±4,1 |
| 0,6 | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,6 |
| 0,71 | - | ±4,7 | ±3,6 | ±3,4 |
| 0,87 | - | ±4,0 | ±3,3 | ±3,1 |
| 12, 13, 16 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 ГОСТ 26035-83 | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,5 | ±3,2 |
| 0,6 | - | ±5,3 | ±3,1 | ±2,6 |
| 0,71 | - | ±4,4 | ±2,7 | ±2,4 |
| 0,87 | - | ±3,6 | ±2,4 | ±2,2 |
| 18 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 | 0,44 | - | ±6,7 | ±3,8 | ±3,0 |
| 0,6 | - | ±4,8 | ±2,9 | ±2,4 |
| 0,71 | - | ±3,9 | ±2,5 | ±2,1 |
| 0,87 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 |
| Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| ток, % от ^ | от 100 до 120 |
| частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| ток, % от !ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +50 |
| температура окружающей среды для счетчиков, УСПД, УСВ, °С | от +5 до +35 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 75 до 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М, Рег. № 36697-12: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М, Рег. № 36355-07: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики ПСЧ-4ТМ.05, Рег. № 27779-04: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК, Рег. № 46634-11: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД ЭКОМ-3000: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД СИКОН С70: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-1: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее: Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М Рег. № 36355-07: | 56 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04, счетчики СЭТ-4ТМ.03М, Рег. № 36697-12, счетчики ПСЧ-4ТМ.05М, Рег. № 36355-07, счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК, Рег. № 46634-11: | 113,7 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии; пароль на УСПД;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПФ-10 | 8 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 12 шт. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 6 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения | НОЛ.08 | 12 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 2 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.12 | 8 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 | 3 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 3 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05 | 2 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.01 | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 1 шт. |
| УСПД | СИКОН С70 | 3 шт. |
| УСПД | ЭКОМ-3000 | 1 шт. |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-1 | 2 шт. |
| Сервер ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - филиала «Ивэнерго» | - | 2 шт. |
| Сервер ООО «Ивановоэнергосбыт» | - | 1 шт. |
| Паспорт - формуляр | ЭССО.411711.АИИС.397 ПФ | 1 экз. |
| Методика поверки | РТ-МП-5468-500-2018 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5468-500-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ивановоэнергосбыт» по ГТП ОАО «Кинешемская городская электросеть». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.08.2018 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 с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по методике поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
УСПД СИКОН С70 - по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
УСПД ЭКОМ 3000 - по документу МП 26-262-99 утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «УНИИМ» в 1999 г.;
УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;
прибор комбинированный Testo 622 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53505-13;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ивановоэнергосбыт» по ГТП ОАО «Кинешемская городская электросеть». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0013/2018-01.00324-2011 от 04.07.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ивановоэнергосбыт» по ГТП ОАО «Кинешемская городская электросеть»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
72865-18: Методика поверки РТ-МП-5468-500-2018Скачать3.3 Мб