Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) МУП «Ивантеевские Электросети» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя:
Для измерительных каналов (далее - ИК) №№ 1 - 4 - устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) RTU-327, каналообразующую аппаратуру.
Для ИК № 25, 26 - УСПД RTU-325L, каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) МУП «Ивантеевские Электросети», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер сбора данных ПАО «МОЭСК», ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации времени (далее - УСВ) на базе GPS-приемника УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК №№ 1 - 4, 25, 26 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Для ИК №№ 5 - 24 цифровой сигнал с выходов счетчиков с использованием GSM комуникатора поступает в ИВК «ИКМ-Пирамида» (ЦСОИ МУП «Ивантеевские Электросети»), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и ее накопление.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера сбора данных ПАО «МОЭСК» передача информации осуществляется в виде XML-макета 80020 через интернет-провайдера. Полученные данные записываются в базу данных ИВК «ИКМ-Пирамида» ЦСОИ МУП «Ивантеевские Электросети». Далее информация передается в организации-участники оптового рынка электроэнергии посредством интернет-провайдера.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ типа УСВ-2, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±10 мкс. Время ИВК, установленному в ЦСОИ МУП «Ивантеевские Электросети», синхронизировано с временем УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от расхождения. Время сервера сбора данных, установленному в ПАО «МОЭСК», синхронизировано с временем УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от расхождения. Время УСПД синхронизировано с временем сервера сбора данных, синхронизация осуществляется каждый сеанс связи, вне зависимости ои расхождения.
Для ИК №№ 1 - 4, 25, 26 часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Для ИК №№ 5 - 24 часы счетчиков синхронизируются от часов сервера сбора данных с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера сбора данных более чем на ±2 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «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 ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационные наименования | CalcClients.dll |
| модулей ПО | CalcLeakage.dll CalcLosses.dll Metrology.dll ParseBin.dll ParseIEC.dll ParseModbus.dll ParsePiramida.dll SynchroNSI.dll VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэне ргии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условия х, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ПС 239 РУ-6 кВ |
| 1 | ПС 239 РУ-6 кВ ф. 18 | ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 814-53 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | RTU-327 Рег. № 41907-09 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
| 2 | ПС 239 РУ-6 кВ ф. 4 | ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 814-53 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | RTU-327 Рег. № 41907-09 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 3 | ПС 239 РУ-6 кВ ф. 2 | ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 814-53 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | RTU-327 Рег. № 41907-09 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
| 4 | ПС 239 РУ-6 кВ ф. 1 | ТПОЛ-10-3-У3 Кл. т. 0,2 Ктт 600/5 Рег. № 47958-16 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | RTU-327 Рег. № 41907-09 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±3,3 ±6,2 |
| ПС 55 РУ-6 кВ |
| 5 | ПС 55 РУ-6 кВ ф. Моссукно-1 | ТЛП-10-3 Кл. т. 0,2S Ктт 400/5 Рег. № 30709-07 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,4 ±6,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | ПС 55 РУ-6 кВ | ТОЛ-НТЗ-10-11 а Кл. т. 0,2S | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | активная | ±1,0 | ±2,3 |
| ф. Моссукно-2 | Ктт 300/5 Рег. № 51679-12 | Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | - | реактивная | ±2,0 | ±4,8 |
| 7 | ПС 55 РУ-6 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,2S | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | | активная | ±0,8 | ±1,6 |
| ф. КАРЬЕР | Ктт 400/5 Рег. № 25433-11 | Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | - | реактивная | ±1,8 | ±2,9 |
| 8 | ПС 55 РУ-6 кВ | ТПОЛ-10-3-У3 Кл. т. 0,2 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | активная | ±0,8 | ±1,8 |
| ф. БРП | Ктт 600/5 Рег. № 47958-16 | Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | - | реактивная | ±1,8 | ±4,0 |
| 9 | ПС 55 РУ-6 кВ | ТЛП 10-5 Кл. т. 0,2S | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | | активная | ±0,8 | ±1,9 |
| ф. Хлебозавод | Ктт 400/5 Рег. № 30709-08 | Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | - | реактивная | ±1,7 | ±5,1 |
| 10 | ПС 55 РУ-6 кВ | ТЛП 10-5 Кл. т. 0,2S | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | активная | ±0,8 | ±1,9 |
| ф. Полигон | Ктт 300/5 Рег. № 30709-08 | Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | - | реактивная | ±1,8 | ±4,1 |
| ПС 541 РУ-10 кВ |
| 11 | ПС 541 РУ-10 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| кВ ф. 5 | Ктт 200/5 Рег. № 2473-05 | Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | - | реактивная | ±2,8 | ±5,2 |
| 12 | ПС 541 РУ-10 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| кВ ф. 6 | Ктт 200/5 Рег. № 1856-63 | Ктн 1000/100 Рег. № 11094-87 | - | реактивная | ±2,5 | ±5,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 13 | ПС 541 РУ-10 кВ ф. 1 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2473-05 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
| 14 | ПС 541 РУ-10 кВ ф. 10 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2473-05 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,1 |
| 15 | ПС 541 РУ-10 кВ ф.307 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 25433-03 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,3 ±5,1 |
| 16 | ПС 541 РУ-10 кВ ф. 408 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 25433-03 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,1 |
| 17 | ПС 541 РУ-10 кВ ф.306 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2473-05 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,1 |
| 18 | ПС 541 РУ-10 кВ ф.406 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2473-05 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,1 |
| 19 | ПС 541 РУ-10 кВ ф. 305 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-05 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 20 | ПС 541 РУ-10 кВ ф. 403 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-05 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,1 |
| 21 | ПС 541 РУ-10 кВ ф.303 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-05 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | - | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±3,0 ±5,5 |
| 22 | ПС 541 РУ-10 кВ ф. 405 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-05 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | - | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±3,0 ±5,5 |
| 23 | ПС 541 РУ-10 кВ ф.302 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 25433-03 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,1 |
| 24 | ПС 541 РУ-10 кВ ф.407 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 25433-03 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,1 |
| 25 | ПС 541 РУ-10 кВ ф. 308 | ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 25433-11 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | активная реактивная | ±0,6 ±1,2 | ±1,5 ±2,6 |
| 26 | ПС 541 РУ-10 кВ ф.409 | ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 25433-11 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | активная реактивная | ±0,6 ±1,2 | ±1,5 ±2,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд 1=0,02(0,05)-!ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 2, 3, 6, 7, 11 - 20, 23 - 26 от 0 до плюс 40 °C, для ИК №№ 2, 4, 5, 8 - 10, 21, 22 от минус 40 до плюс 60 °C
4. 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 2 метрологических характеристик.
5. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов.
6. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 26 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, оС | от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +70 от -40 до +65 от +10 до +30 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03.01 | 90000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 | 165000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03 | 90000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М | 165000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М | 140000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД RTU-327 | 40000 |
| для УСПД RTU-325L | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10-3-У3 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10-3 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10-11А | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 14 |
| Трансформатор тока | ТЛП 10-5 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 18 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.01 | 16 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 7 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325L | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 |
| Методика поверки | МП 48196-11 с Изменением № 1 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.609 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 48196-11 с Изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) МУП «Ивантеевские Электросети». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 05.12.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), рег. № 46656-11;
- метеометр МЭС-200А: диапазон измерений температуры от минус 40 до плюс 85 °С, диапазон измерений относительной влажности от 10 до 98 %, рег. № 27468-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности МУП «Ивантеевские Электросети».
Нормативные документы
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
