Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Сбытовая компания Энергоресурс"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 3317 от 11.07.11 п.18
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43158
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 22261-94
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Сбытовая компания Энергоресурс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности), потребляемой на собственные нужды ТЦ «Московский Проспект» и ТРК «Град», г. Воронеж., а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС» и др. (далее - внешние пользователи).

Описание

Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении электроэнергии (мощности) косвенным методом посредством сложного измерительного канала АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводной связи поступает на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (основной - Ethernet; резервный - GSM) вышестоящим и внешним пользователям (ОАО «АТС», СО-СДУ ЕЭС и др.). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.

Умножение на коэффициенты трансформации - в сервере

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. В таблице 1 приведены перечни функций и задач, выполняемых АИИС КУЭ

Таблица 1 - Перечень функций выполняемых АИИС КУЭ, периодичность их выполнения:

Наименование функции

Наименование задачи

Период выполнения функции

1

2

3

Уровень измерительно-информационного комплекса точки учета (ИИК ТУ)

Самодиагностика счетчика

Проверка функционирования

Циклическая, непрерывная

1

2

3

Автоматическое измерение физических величин

Формирование профиля нагрузки с получасовым интервалом, сохранность информации при пропадании питания

30 мин

Измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии

Автоматическое архивирование получасовых приращений активной и реактивной энергии с привязкой к календарному времени в энергонезависимой памяти

30 мин

Коррекция времени счетчика

Обеспечение единого календарного времени в системе

Один раз в сутки, от СОЕВ

Контроль несанкционированного доступа, изменения параметров, даты и времени, пропадания питания, выхода за пределы допусков нормируемых величин

Ведение «Журнала событий»

Непрерывно, по факту события Доступ к измеренным данным и «Журналам         событий»

Уровень измерительно-вычислительного комплекса с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ)

Чтение коммерческих и служебных данных счетчика

Чтение коммерческих и служебных данных счетчика

Автоматически, по расписанию или запросу ИВК ИВКЭ

Конфигурирование и параметрирова-ние системы и сервера

Описание в СПО конфигурации АИИС КУЭ:

-параметров        ИИК        ТУ

(измерительных каналов), - протоколов доступа к счетчикам;

- протоколов выдачи информации на верхние уровни.

Однократно, при проведении пуско-наладочных работ (ПНР)

Ведение «Журнала событий» сервера

Ведение журнала событий счетчиков Коррекция времени сервера Пропадание напряжения в сервере Фиксация изменения настроечной информации в «Журнале событий» сервера

1 раз в 30 мин.

1 раз в 30 мин.

Непрерывно, по факту события.

Формирование аппаратной и программной защиты от несанкционированного доступа

Предотвращение несанкционированного доступа и искажения информации

Однократно, при проведение ПНР. Проверка периодически

Автоматический сбор данных о состоянии средств измерений

Контроль состояния средств измерений чтение «Журналов событий» ИИК ТУ

Раз в сутки, раз в 30 мин., или по запросу со стороны энергосбытовой компании, ОАО «АТС», РДУ СО-ЦДУ

Приведение результатов измерений к именованным величинам

Обработка результатов измерений при поступлении новых данных

Непрерывно

Обеспечение сохранности результатов измерений

Доступ к результатам измерений. Архивирование результатов измерений в энергонезависимой памяти

При поступлении новых данных

Доступ к данным о состоянии средств измерений

Передача данных о состоянии средств измерений

Раз в сутки, раз в 30 мин., или по запросу со стороны энергосбытовой компании, ОАО «АТС», РДУ СО-ЦДУ

Обеспечение единого календарного времени в системе

Синхронизация времени счетчиков, ИВК с функциями ИВКЭ и АРМ.

Не реже 1 раз в сутки

Не реже 1 раз в 30 минут

Проверка наличия коррекции времени счетчика

Контроль за работоспособностью СОЕВ

1 раз в сутки

Резервирование баз данных

Сохранность информации

1 раз в сутки

Восстановление данных

Повторным запуском программы «Эн-форс Энергия+», после восстановления связи со счетчика

При отсутствии данных

Довосстановление данных

Довосстановление данных с резервных баз, непосредственно со счетчика

При отсутствии данных

Обеспечение информационного обмена с внешними системами.

Передача данных

В соответствии с Соглашением об информационном обмене

1

2

3

Формирование и передача отчетов в формате ОАО «АТС» результатов измерений

Формирование макетов с электронной цифровой подписью

В соответствии с регламентом реализуется сбытовой компанией

Формирование и передача отчетов в формате ОАО «АТС» данных о состоянии средств измерений

Формирование информации для передачи документов в виде макета 80020 в формате XML с электронной цифровой подписью

В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией

Предоставление данных коммерческого учета электроэнергии смежным субъектам ОРЭ за сутки (месяц)

Формирование макетов с электронной цифровой подписью

В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией

Контроль состояния средств измерений смежным субъектом ОРЭ

Контроль состояния средств измерений смежным субъектом ОРЭ

В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией

Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу информации в визуальной форме отображения, печатной форме, форме электронного документа

Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу информации в визуальной форме отображения, печатной форме, форме электронного документа

По запросу и автоматически

Расчет учетных показателей

Приведение данных точек измерения к данным точек учета

Автоматически раз в 30 минут или по запросу

Учет потерь электроэнергии от точки измерения до точки учета

Формирование учетного показателя или формирование потерь

Автоматически раз в 30 минут или по запросу

АИИС КУЭ состоит из 2 уровней.

1-йуровень - уровень ИИК ТУ (5 экз.) содержит в своем составе:

• Измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПОЛ-10, по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5.

• Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) типа НТМИ-6-66, ЗНОЛ.06-10УЗ по ГОСТ 1983-2001 КТ 0,5.

• Счетчики электроэнергии (счетчики) многофункциональные микропроцессорные с цифровыми выходными интерфейсами и оптическим портом по ГОСТ Р 52323-2005 (активная энергия) и ГОСТ Р 52425-2005 (реактивная энергия) типа ПСЧ-4ТМ.05М; КТ 0,5S/1,0.

• Вторичные цепи.

• Каналы связи со 2 уровнем - Ethernet (основной) и GSM (резервный).

2-й уровень - ИВК с функциями ИВКЭ содержит в своем составе:

• Сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении.

• Технические средства приёма-передачи данных:

- блок синхронизации и связи КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355;

- модемы (GSM).

• Каналы связи:

- между ИВК и внешними пользователями - выделенный канал связи до сети провайдера Интернет (основной канал) и телефонная сеть общего пользования (резервный);

• Источник бесперебойного питания (АРС Smart UPS 1000 VA).

• Технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа.

• АРМ диспетчера, пользователей (1 экз).

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) состоит из блока синхронизации времени счетчиков КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355. Блок КСС-11 предназначен для согласования работы интерфейсов RS-232C; RS-485 и преобразования сигнала со спутникового приемника в протокол широковещательного запроса на синхронизацию времени счетчиков. Блок КСС-11 производит коррекцию времени счетчиков 1 раз в сутки. Условием корректировки времени в счетчиках служит прием блоком КСС-11 сигналов точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки времени в счетчиках в течение текущих суток. Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ (сервере) производится от счетчика каждые 30 минут. От таймера сервера в автоматическом режиме производится периодическая подстройка таймеров АРМ АИИС КУЭ. Периодичность и алгоритм коррекции выбраны таким образом, чтобы не вносить дополнительных неучтённых погрешностей в первичные измерения и обеспечить при этом погрешность измерения времени в электросчётчиках не более ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) входят:

- ОС Microsoft Windows NT/2000/XP/2003 server;

- специализированное ПО «Энфорс АСКУЭ», содержащее программные модули: администратор; администратор отчетов; ручная обработка данных; диспетчерский контроль информации; контроль коррекции времени; ручное редактирование данных; формирование отчетных документов и информационного обмена с субъектами ОРЭ: ИАСУ КУ ОАО «АТС»; «СО-ЦДУ ЕЭС» и др.

- ПО счетчика «Конфигуратор СЭТ-4ТМ».

ПО имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.

В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: механическая и программная защита - установка паролей на счетчики, сервер.

Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика. Все электронные компоненты сервера установлены в пломбируемом отсеке. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.

ПО не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

В таблице 2 приведены идентификационные данные программного обеспечения

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование ПО

Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО)

Наименование файла

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

6

ПО «Энфорс АСКУЭ»

Модуль настройки подключения к серверу Oracle (стандартный каталог для всех модулей C:\Program

Files\Enforce\ASKUE)

Enflogon.exe

2.2

8031 cd96685d9f4520ecd305

24926615

MD5

Модуль администратора

Enfadmin.exe

377803f2e96dba9898bfe327 d9789335

Модуль оперативного контроля

NewOpcon.exe

529c82a8291448fadbdccb95 c798980f

New_Graph_KWH. exe

9b2c31894ed10f3fcc10b7e1

7571f5ef

Модуль формирования отчетов

Newreports.exe

f20b84d68b746d86eed0c616 559a243a

Модуль просмотра журнала событий

Ev_viewer.exe

6ffc968e91e9e1c7403c1f9d0

330b581

Модуль ручной обработки данных

Dataproc.exe

a4ce90df6670eb7e4e1d7bf9 67a06408

Модуль ручного и автоматического ввода данных

NewMEdit.exe

1501f339387795004a10806d

206a644a

Модуль «Экспорт данных в Excel»

Exporttoexcel_2000 .exe

a9cbafe9db13d4675fa53d84 eee8a7d2

Модуль экспорта-импорта данных в формате АСКП

Enf_askp.exe

669d314c58f0dfc5fb53cbcea

4be4728

Модуль формирования и отправки актов перетоков электроэнергии (макет 51070 XML)

M51070.exe

3ee890765e235c753ab6574c bb97b86a

Модуль формирования и отправки макетов 80020 в НП АТС

M80020.exe

c8b832b44775e9d8cea57278

56e36e75

Модуль формирования и отправки макетов 80040 и 80050

M80050.exe

d9a4baa53c60dfb38faa0d47 194285a6

Модуль загрузки данных из текстовых файлов

Loaddatafromtxt.ex e

d49dee509652478b8527f8ce

59fcc1bd

Модуль анализа синхронизации времени в счетчиках

SyncMon.exe

5ee228799f2f3f78bff449cea abffa55

ПО «Энфорс Энергия 2+»

Модуль Администратора

ADMIN2.EXE

2.0

62a8ca0dd97f52186845371 c d780d531

Модуль сбора данных «Сборщик Энергия 2+»

COLLECTOR_OR

ACLE.EXE

89f505e46eda4a7474078891 e829e0c9

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Перечень измерительных каналов АИИС КУЭ и их состав

| Канал измерений |                     Средство измерений                      | Ктт | Наименование

Канал измерений

Средство измерений

№ ИК

Наименование объекта учета диспетчерское наименование присоединена

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

1

2

3

4

5

6

7

РП-1 6 кВ ТЦ «Московский Проспект» Ввод 1

ТТ

КТтт 0,5; Ктт=600/5 № 1261-02

А

ТПОЛ 10

877

7200

Ток первичный, I1

С

ТПОЛ 10

890

ТН

КТтн 0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70

сто

НТМИ-6-66

612

Напряжение первичное, U1

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч=1 № 27779-04 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)л

ПСЧ-4ТМ.05.12

0318088393

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

сч

РП-1 6 кВ ТЦ «Московский Проспект» Ввод 2

ТТ

КТтт 0,5; Ктт=600/5 № 1261-02

А

ТПОЛ 10

940

7200

Ток первичный, I1

С

ТПОЛ 10

941

ТН

КТтн 0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70

сто

НТМИ-6-66

3985

Напряжение первичное, U1

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч=1 № 27779-04 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)л

ПСЧ-4ТМ.05.12

0310070835

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

Г-)

ч о м m

I См

Н

Ё См

ТТ

КТтт 0,5; Ктт=1000/5 № 1261-02

А

ТПОЛ 10

10510

20000

Ток первичный, I1

С

ТПОЛ 10

10505

ТН

КТтн 0,5

Ктн (10000 \3) (100 \3) № 3344-04

А

ЗНОЛ.06

621

Напряжение первичное, U1

В

ЗНОЛ.06

624

С

ЗНОЛ.06

627

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч=1 № 27779-04 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)л

ПСЧ-4ТМ.05.12

0318088769

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

РП-2 10 кВ ТРК «ГРАД» Ввод 2

ТТ

КТтт 0,5; Ктт=1000/5 № 1261-02

А

ТПОЛ 10

10507

20000

Ток первичный, I1

С

ТПОЛ 10

10663

ТН

КТтн 0,5

Ктн (10000 \3) (100 \3) № 3344-04

А

ЗНОЛ.06

571

Напряжение первичное, U1

В

ЗНОЛ.06

579

С

ЗНОЛ.06

605

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч=1 № 27779-04 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)л

ПСЧ-4ТМ.05.12

0312074028

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

РП-2 10 кВ ТРК «ГРАД» Ввод 3

ТТ

КТтт 0,5;

Ктт=150/5

№ 1261-02

А

ТПОЛ 10

887

3000

Ток первичный, I1

С

ТПОЛ 10

946

ТН

КТтн 0,5

Ктн (10000 \3) (100 \3) № 3344-04

А

ЗНОЛ.06

621

Напряжение первичное, U1

В

ЗНОЛ.06

624

С

ЗНОЛ.06

627

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч=1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)л

ПСЧ-4ТМ.05.12

0612092955

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3. Замена оформляется

лист № 7

всего листов 11 актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть

В таблице 4 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95.

Таблица 4- Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Границы интервала относительной погрешности измерений активной электроэнергии, соответствующие Р=0,95, % (8 wp ,%)

№ ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos ф

5 %< I/In1<20% WP 5 %< W P2 <W P 20 %

20%<I/In<100%

WP20 % <WP<WP100 %

100%< I/In<120%

WP100 % <WP< WP120 %

1-5

0,5

0,5

0,5s

1,0

±2,3

±1,5

±1,3

0,8

±3,2

±2,0

±1,7

0,5

±5,7

±3,3

±2,7

Границы интервала относительной погрешности измерений реактивной электроэнергии, соответствующие Р=0,95, % (8 WQ, %)

№ ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos ф (sin ф)

5%<I/In<20%

WQ 5 % <WQ< WQ 20 %

20%<I/In<100%

WQ 20 % <W Q<W Q 100 %

100%< I/In<120%

WQ 100 % <WQ< WQ120 %

1-5

0,5

0,5

1,0

0,8(0,6)

±4,8

±3,2

±2,8

0,5(0,87)

±3,1

±2,6

±2,4

Границы интервала относительной погрешности измерений средней активной мощности, соответствующие Р=0,95, %

№ ИК

КТТТ

КТтн

КТсч

Значение cos ф

5 %< I/In<20%

WP 5 %< W P<W P 20 %

20%<I/In<100%

WP20 % <WP<WP100 %

100%< I/In<120%

WP100 % <WP< WP120 %

1-5

0,5

0,5

0,5s

1,0

±2,3

±1,5

±1,3

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут         ± 5

Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

• трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003, ГОСТ 7746-2001 и ЭД;

• трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-88, ГОСТ 1983-2001 и ЭД;

• счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД .

Таблица 5 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ

Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин

Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала

Компоненты ИК АИИС КУЭ

Счетчики

ТТ

ТН

Сила переменного тока, А

I2 мин — I2 макс

11мин — 1,2 11ном

_

Напряжение переменного тока, В

0,9 U2ном - 1,1 U2ном

_

0,9 U1 ном - 1,1 U1 ном

Коэффициент мощности (cos ф)

0,5 инд - 1,0 - 0,8 емк

0,8 инд. - 1,0

0,8 инд - 1,0

Частота, Г ц

47,5 - 52,5

47,5 - 52,5

47,5 - 52,5

Температура окружающего воздуха, °С

-По ЭД

- Реальные

От минус 40 до плюс 60

От минус 5 до плюс 35

От минус 50 до плюс 45

От минус 5 до плюс 35

От минус 50 до плюс 45

От минус 5 до плюс 35

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл

Не более 0,5

_

_

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cos% =0,8 инд)

_

0,25 S 2ном - 1,0S 2ном

_

Мощность нагрузки ТН (при ^ф2 =0,8 инд)

_

_

0,25 Sном - 1,0 Sном

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Для трансформаторов тока:

• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

Для трансформаторов напряжения:

• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

1 I/In - значение тока нагрузки в % от номинального

2 WP5 %(WQ5) -WP120 %(WQ120 %) - значения активной (реактивной) электроэнергии при I/In от 5 до 120%

Для счётчиков электроэнергии:

• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;

• срок службы, не менее 30 лет

Для сервера:

• коэффициент готовности не менее 0,99,

• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Для СОЕВ:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;

• блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет

Для каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.;

• среднее время наработки па отказ не менее 35000 ч.

Для каналов передачи данных:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• скорость передачи данных 9600 бит/с.

Для блока синхронизации часов реального времени (КСС-11):

• среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;

• срок службы, не менее 25 лет

Надежность системных решений:

• резервирование питания счетчика;

• наличие резервного сервера с резервной базой данных;

• резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событии: в журнале событий счётчика:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в счетчике

Регистрация событии: в журнале событий сервера:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в сервере.

Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;

• электросчётчика;

• промежуточных клеммников вторичных цепей;

• сервера

Защита информации на программном уровне:

• результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

• установка пароля на счетчик;

• установка пароля на сервере;

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется в соответствии с таблицей 3.

В комплект поставки входит техническая документация: формуляр и методика поверки.

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Сбытовая компания Энергоресурс». Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в 2011 г., входит в комплект документации на систему.

Таблица 6-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС КУЭ

Наименование эталонов, вспомогательных СИ

Тип

Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ)

Цель использования

1

2

3

4

1.Термометр

ТП 22

ЦД 1 °С в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °С

Контроль температуры окружающей среды

2. Барометр-анероид

БАММ 1

Атм. давление 80-106 кПа

Отн. погрешность ± 5%

Контроль атмосферного давления

3. Психрометр

М-4М

КТ 2,0

Контроль относительной влажности

4 Миллитесламетр

МПМ-2

ПГ 7,5 %

Измерение напряженности магнитного поля

5.Измеритель показателей качества электрической

Ресурс-UF2M

КТ 0,2 (напряжение гармоник)

Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97

1

2

3

4

энергии

6.Вольтамперфазометр

ПАРМА ВАФ-Т

КТ 0,5

Напряжение 0-460 В

Ток 0-6 А

Частота 45-65 Гц

Фазовый угол от минус180 до 180 град.

Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током

7. Прибор сравнения

КНТ-03

1,999 ВА;

19,99 ВА;

199,9 ВА

ПГ ±0,003 ВА

ПГ ±0,03 ВА

ПГ ±0,3 ВА

Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ

8. Радиочасы

МИР РЧ-01

Использование сигнала точного времени

9. Секундомер

СОСпр-1

0-30 мин., ЦД 0,1 с

При определении погрешности хода системных часов

Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ

Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 28452003, МИ 2925-2005 и (или) по ГОСТ 8.216-88.

Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.

Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М по методике поверки (ИЛГШ.411152.146 РЭ1), согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

Сведения о методах измерений

Методика измерений содержится в документе «Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Сбытовая компания Энергоресурс». Методика измерений аттестована ФГУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 28/12-01.00272-2011 от 20.04.2011 г.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 "Метрологическое обеспечение измерительных систем".

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 Статические счетчики активной энергии классов 0,2s и 0,5s.

ГОСТ Р 52325-2005 Статические счетчики реактивной энергии

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

МИ 2439-97 ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принципы регламентации, определения и контроля.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание