Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО Торговый Дом "Меланж-Текстиль" (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения электроэнергии (мощности), потребляемой объектами ООО Торговый Дом "Меланж-Текстиль", а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
• измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
• периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к
е диному 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 в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
• диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни АИИС КУЭ:
- 1-й уровень информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК
ТИ);
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 77462001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа ПСЧ-4ТМ.05М.16 по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Состав 1-го уровня приведен в таблице 2.
( ИВК) включает в себя сервер базы данных (далее - сервер БД) типа HP ProLiant ML370 G5; 6 сотовых модемов стандарта GSM 900/1800 Siemens MC35, систему обеспечения
е диного времени (далее - СОЕВ) на базе устройство синхронизации времени УСВ-1,
лист № 2 всего листов 12 программное обеспечение ПО Альфа Центр Многопользовательская версия, коммуникационное оборудование для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485/RS-232, GSM-модемы Siemens MC-35i), устройство бесперебойного питания сервера (UPS);
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 преобразуют 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков с помощью безпроводных линий связи поступает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Сервер подключается к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-1, установленного на уровне ИВК. УСВ-1 включает в себя GPS - приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS - приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS - приемника на ±1 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ±2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Организация защиты от несанкционированного доступа: в АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.
Программное обеспечение
В состав прикладного программного обеспечения (ПО) сервера БД АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО Торговый Дом "Меланж-Текстиль" входит многопользовательский программный комплекс "Альфа ЦЕНТР" с возможностью опроса до 5000 (пяти тысяч) точек счетчиков электрической энергии.
ПО "Альфа ЦЕНТР" базируется на принципах клиент-серверной архитектуры и обеспечивает соблюдение принципов взаимодействия открытых систем. В качестве СУБД используется ORACLE Personal Edition 11. В ПО предусмотрено разграничение доступа к функциям для различных категорий пользователей, а также фиксации действий персонала в системном журнале.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов
организации измерительных каналов ПО "Альфа ЦЕНТР" и определяются классом применяемых электросчетчиков и трансформаторов.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ПО "Альфа ЦЕНТР", получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификацион ное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО "Альфа ЦЕНТР" | Планировщик опроса и передачи данных | Amrserver.exe | 3.32.0.0 | 94B754E7DD0A5 7655C4F6B8252A FD7A6 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Атгс.ехе | 3.32.0.0 | 8278B954B23E73 646072317FFD09 BAAB |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 3.32.0.0 | B7DC2F29537555 3578237FFC2676 B153 |
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 3.31.0.0 | 5E9A48ED75A27 D10C135A87E77 051806 |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 2.0.0.0 | 0939CE05295FB CBBBA400EEAE 8D0572C |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | Номер версии отсутствует | B8C331ABB5E34 444170EEE9317D 635CD |
В соответствии с МИ 3286-2010 установлен уровень "С" защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) приведен в табл. 2. Значение характеристик
погрешности АИИС КУЭ в рабочих условиях приведены в таблицах 3,4. Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 5.
Блок-схема АИИС КУЭ приведена на рис. 1
Рис. 1
аблица 2 Состав 1-го уровня ИК - ИИК ТИ
| № ИК | Наименование объекта | Тип ТТ | К тт | Класс точнос ти | Заводской номер | Тип счетчика | Класс точности | Номинальное напряжение | Номинальный ток | Заводской номер | Вид электроэнергии |
| | | А/А | | A | B | C | | | В | А | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
| 1 | ввод-1 (Т-10) РУ-0,4 кВ ТП-4 | Т-0,66 МУ3 | 1500/5 | 0,5 | 489360 | 489358 | 489359 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0610102581 | акт./реакт. |
| 2 | ввод-2 (Т-20) РУ-0,4 кВ ТП-4 | Т-0,66 МУ3 | 1500/5 | 0,5 | 489771 | 489769 | 489772 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0610102595 | акт./реакт. |
| 3 | фидер №27 в РУ-0,4 кВ ТП-4 | Т-0,66 МУ3 | 50/5 | 0,5S | 489773 | 489766 | 489774 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0610102548 | акт./реакт. |
| 4 | ввод-1 (Т-21) РУ-0,4 кВ ТП-6 | Т-0,66 МУ3 | 1500/5 | 0,5 | 465457 | 465451 | 465454 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0610102576 | акт./реакт. |
| 5 | ввод-2 (Т-11) РУ-0,4 кВ ТП-6 | Т-0,66 МУ3 | 1500/5 | 0,5 | 530889 | 530891 | 530882 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0610102553 | акт./реакт |
| 6 | фидер №14 в РУ-0,4 кВ ТП-6 | Т-0,66 МУ3 | 250/5 | 0,5S | 530916 | 530915 | 530914 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0610102541 | акт./реакт |
| 7 | фидер №22 в РУ-0,4 кВ ТП-6 | Т-0,66 МУ3 | 250/5 | 0,5S | 489353 | 489354 | 489352 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0610102567 | акт./реакт |
| 8 | фидер №37 в РУ-0,4 кВ ТП-6 | Т-0,66 МУ3 | 50/5 | 0,5S | 483075 | 483074 | 483076 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0610102584 | акт./реакт |
| 9 | ввод-1 (Т-41) РУ-0,4 кВ ТП-14 | Т-0,66 МУ3 | 1500/5 | 0,5 | 538020 | 538024 | 538023 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0606101058 | акт./реакт |
| 10 | ввод-2 (Т-42) РУ-0,4 кВ | Т-0,66 МУ3 | 1500/5 | 0,5 | 483042 | 483043 | 483044 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0606100931 | акт./реакт |
| № ИК | Наименование объекта | Тип ТТ | К тт | Класс точнос ти | Заводской номер | Тип счетчика | Класс точности | Номинальное напряжение | Номинальный ток | Заводской номер | Вид электроэнергии |
| | | А/А | | A | B | C | | | В | А | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
| ТП-14 | | | | | | | | | | | | |
| 11 | ввод-1 (Т-46) РУ-0,4 кВ ТП-15 | Т-0,66 МУ3 | 1500/5 | 0,5 | 482973 | 482972 | 482969 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0606100806 | акт./реакт |
| 12 | ввод-2 (Т-47) РУ-0,4 кВ ТП-15 | Т-0,66 МУ3 | 1500/5 | 0,5 | 489347 | 489345 | 489346 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0606100884 | акт./реакт |
| 13 | фидер №13 в РУ-0,4 кВ ТП-15 | Т-0,66 МУ3 | 200/5 | 0,5S | 482983 | 482984 | 482985 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0610102494 | акт./реакт |
| 14 | ввод-1 (Т-55) РУ-0,4 кВ ТП-16 | Т-0,66 МУ3 | 1500/5 | 0,5 | 530907 | 530906 | 530905 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0606101009 | акт./реакт |
| 15 | ввод-2 (Т-54) РУ-0,4 кВ ТП-16 | Т-0,66 МУ3 | 1500/5 | 0,5 | 530883 | 530881 | 530882 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0606101030 | акт./реакт |
| 15 | ввод-1 (Т-57) РУ-0,4 кВ ТП-17 | Т-0,66 МУ3 | 1500/5 | 0,5 | 489360 | 489358 | 489359 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0606100729 | акт./реакт |
| 17 | ввод-2 (Т-56) РУ-0,4 кВ ТП-17 | Т-0,66 МУ3 | 1500/5 | 0,5 | 489771 | 489769 | 489772 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0606100860 | акт./реакт |
| 18 | ввод-1 (Т-51) РУ-0,4 кВ ТП-1815 | Т-0,66 МУ3 | 1500/5 | 0,5 | 489773 | 489766 | 489774 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0610102639 | акт./реакт |
| 19 | ввод-2 (Т-50) РУ-0,4 кВ ТП-18 | Т-0,66 МУ3 | 1500/5 | 0,5 | 465457 | 465451 | 465454 | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 0,5S/1,0 | 380 | 5 | 0606100554 | акт./реакт |
Таблица 3
| Перечень ИК | Диапазон значений cos ф | Тип нагрузки | Предел допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии при значении рабочего тока в % от номинального первичного тока ТТ, % |
| 1< 1раб <2 | 2< 1раб <5 | 5< 1раб <20 | 20< 1раб <100 | 100< 1раб <120 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2, 4, 5, 9 - 12, 14 - 19 | 0,5 < cos ф < 0,8 | инд. | не норм. | не норм. | 5,4 | 2,8 | 2,0 |
| 0,8 < cos ф < 0,866 | инд. | не норм. | не норм. | 2,9 | 1,5 | 1,2 |
| 0,866 < cos ф < 0,9 | инд. | не норм. | не норм. | 2,5 | 1,4 | 1,1 |
| 0,9 < cos ф < 0,95 | инд. | не норм. | не норм. | 2,3 | 1,3 | 1,0 |
| 0,95 < cos ф < 0,99 | инд. | не норм. | не норм. | 2,0 | 1,2 | 1,0 |
| 0,99 < cos ф < 1 | инд. | не норм. | не норм. | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| cos ф = 1 | | не норм. | не норм. | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| 0,8 < cos ф < 1 | емк. | не норм. | не норм. | 3,0 | 1,6 | 1,2 |
| 3, 6 - 8, 13 | 0,5 < cos ф < 0,8 | инд. | не норм. | 4,8 | 2,9 | 2,0 | 2,0 |
| 0,8 < cos ф < 0,866 | инд. | не норм. | 2,7 | 1,6 | 1,2 | 1,2 |
| 0,866 < cos ф < 0,9 | инд. | не норм. | 2,4 | 1,4 | 1,1 | 1,1 |
| 0,9 < cos ф < 0,95 | инд. | не норм. | 2,2 | 1,3 | 1,0 | 1,0 |
| 0,95 < cos ф < 0,99 | инд. | не норм. | 2,0 | 1,2 | 0,9 | 1,0 |
| 0,99 < cos ф < 1 | инд. | не норм. | 1,9 | 1,1 | 0,9 | 0,9 |
| cos ф = 1 | | 2,0 | 1,8 | 1,1 | 0,9 | 0,9 |
| 0,8 < cos ф < 1 | емк. | не норм. | 2,7 | 1,8 | 1,2 | 1,2 |
Таблица 4
Характеристики погрешностей ИК при измерении реактивной электроэнергии
| Перечень ИК | Диапазон значений cos ф | Предел допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии при значении рабочего тока в % от номинального первичного тока ТТ, % |
| 1< 1раб <2 | 2< 1раб <5 | 5< 1раб <20 | 20< 1раб <100 | 100< 1раб <120 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1, 2, 4, 5, 9 - 12, 14 - 19 | 0,5 < cos ф < 0,8 | не норм. | не норм. | 4,5 | 2,5 | 2,1 |
| 0,8 < cos ф < 0,866 | не норм. | не норм. | 5,6 | 3,0 | 2,3 |
| 0,866 < cos ф < 0,9 | не норм. | не норм. | не норм. | 3,5 | 2,6 |
| 0,9 < cos ф < 0,95 | не норм. | не норм. | не норм. | 4,8 | 3,5 |
| 0,95 < cos ф < 1 | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. |
| 3, 6 - 8, 13 | 0,5 < cos ф < 0,8 | не норм. | не норм. | 2,8 | 2,0 | 2,1 |
| 0,8 < cos ф < 0,866 | не норм. | не норм. | 3,3 | 2,3 | 2,3 |
| Перечень ИК | Диапазон значений cos ф | Предел допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии при значении рабочего тока в % от номинального первичного тока ТТ, % |
| 1< 1раб <2 | 2< !раб <5 | 5< !раб <20 | 20< !раб <100 | 100< !раб <120 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 0,866 < cos ф < 0,9 | не норм. | не норм. | не норм. | 2,6 | 2,6 |
| 0,9 < cos ф < 0,95 | не норм. | не норм. | не норм. | 3,5 | 3,5 |
| 0,95 < cos ф < 1 | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. |
Примечания к таблицам 3 и 4:
1 Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2 Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) UHOM; ток (0,05 - 1,2) Тном, cosp = 0,9 инд; температура окружающей среды (20 ± 5)°С.
3 Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) ином; ток (0,01 - 1,2) 1ном при трансформаторе тока с классом точности 0,5S; ток (0,05 - 1,2) 1ном при трансформаторе тока с классом точности 0,5, cosp = 0,8 инд.;
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70° С, для счетчиков от минус 40 до плюс 70°С; для сервера от плюс 10 до плюс 40°С;
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, многофункциональные счетчики типа ПСЧ-4ТМ.05М.16 активной и реактивной энергии класса точности 0,5S/1,0 в соответствии с ГОСТ 52323-2005 при измерении активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 при измерении реактивной электроэнергии;
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО "Мосгорэнерго" порядке.
Таблица 5 Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование характеристики | Значение |
| 1, 2, 4, 5, 9 - 12, 14 - 19 | Номинальный ток: | первичный (1н1) вторичный (1н2) | 1500 А 5 А |
| Диапазон тока: | первичного (I1) вторичного (I2) | От 75 до 1800 А От 0,25 до 6 А |
| Номинальное напряжение: | первичное (Ин1) вторичное (Ин2) | 380 В 380 В |
| Диапазон напряжения: | первичное (Ин1) вторичное (Ин2) | От 361 до 399 В От 361 до 399 В |
| Коэффициент мощности cos p | От 0,5 до 1,0 |
| Номинальная нагрузка ТТ | 5 ВА |
| Допустимый диапазон нагрузки ТТ | От 1,25 до 5 ВА |
| Допустимое значение с-os р2 во вторичной цепи нагрузки ТТ | От 0,8 до 1,0 |
| 6, 7 | Номинальный ток: | первичный (1н1) вторичный (1н2) | 250 А 5 А |
| Диапазон тока: | первичного (I1) вторичного (I2) | От 2,5 до 300 А От 0,05 до 6 А |
| Номинальное напряжение: | первичное (Ин1) вторичное (Ин2) | 380 В 380 В |
| Диапазон напряжения: | первичное (Ин1) вторичное (Ин2) | От 361 до 399 В От 361 до 399 В |
| № ИК | Наименование характеристики | Значение |
| Коэффициент мощности cos <р | От 0,5 до 1,0 |
| Номинальная нагрузка ТТ | 5 ВА |
| Допустимый диапазон нагрузки ТТ | От 1,25 до 5 ВА |
| Допустимое значение cos р2 во вторичной цепи нагрузки ТТ | От 0,8 до 1,0 |
| 3, 8 | Номинальный ток: | первичный (1н1) вторичный (1н2) | 200 А 5 А |
| Диапазон тока: | первичного (I1) вторичного (I2) | От 2 до 240 А От 0,05 до 6 А |
| Номинальное напряжение: | первичное (Uh1) вторичное (Uh2) | 380 В 380 В |
| Диапазон напряжения: | первичное (Uh1) вторичное (Uh2) | От 361 до 399 В От 361 до 399 В |
| Коэффициент мощности cos <р | От 0,5 до 1,0 |
| Номинальная нагрузка ТТ | 5 ВА |
| Допустимый диапазон нагрузки ТТ | От 1,25 до 5 ВА |
| Допустимое значение cos р2 во вторичной цепи нагрузки ТТ | От 0,8 до 1,0 |
| 13 | Номинальный ток: | первичный (1н1) вторичный (1н2) | 50 А 5 А |
| Диапазон тока: | первичного (I1) вторичного (I2) | От 0,5 до 60 А От 0,05 до 6 А |
| Номинальное напряжение: | первичное (Uh1) вторичное (Uh2) | 380 В 380 В |
| Диапазон напряжения: | первичное (Uh1) вторичное (Uh2) | От 361 до 399 В От 361 до 399 В |
| Коэффициент мощности cos <р | От 0,5 до 1,0 |
| Номинальная нагрузка ТТ | 5 ВА |
| Допустимый диапазон нагрузки ТТ | От 1,25 до 5 ВА |
| Допустимое значение cos р2 во вторичной цепи нагрузки ТТ | От 0,8 до 1,0 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;
- Трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 15843 ч, среднее время восстановления работоспособности не более = 2 ч;
Надежность системных решений:
• резервирование питания с помощью устройства АВР;
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;
Регистрация событий:
в журнале счётчика:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени;
• журнал ИВК:
- параметрирование;
- попытка не санкционируемого доступа;
- коррекция времени;
Защищённость применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
• защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
- установка пароля на счётчик;
- установка пароля на сервер;
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 2730 часов.
Сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств измерений на срок не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование компонента системы | Количество (шт) |
| Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М.16, КТ 0,5S/1,0 | 19 |
| Трансформатор тока Т-0,66 МУ3, К тт 1500/5 | 52 |
| Трансформатор тока Т-0,66 МУ3, К тт 250/5 | 6 |
| Трансформатор тока Т-0,66 МУ3, К тт 200/5 | 3 |
| Трансформатор тока Т-0,66 МУ3, К тт 50/5 | 6 |
| Инструкция по эксплуатации МГЭР.411713.004.018 - ИЭ.М | 1 |
| Методика поверки КПНГ.411713.123 МП | 1 |
| Формуляр МГЭР.411713.004.018- ФО.М | 1 |
| Сервер Сервер Proliant ML370R05 E5335 | 1 комплект |
| ПО Альфа Центр Многопользовательская версия | 1 комплект |
| Устройство синхронизации системного времени УСВ-1, № 1611 | 1 |
Поверка
Поверка осуществляется в соответствии с документом КПНГ.411713.123 МП "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО Торговый Дом "Меланж-Текстиль". Методика поверки", утверждённым ГЦИ СИ ООО "ИЦ "Энерготестконтроль" 06.07.2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
1) Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
2) средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных ПСЧ-4ТМ.05М.16, согласно методики поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1;
3) Средства поверки УСВ-1 в соответствии с утвержденным документом "Устройства синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001 И1", утверждённым ФГУП "ВНИИФТРИ" 12.05.2010 г. оборудование для поверки УСВ-1 в соответствии с методикой поверки (ВЛСТ 221.00.000 МП), утвержденным ФГУП "ВНИИФТРИ" в 2004 году;
4) Радиочасы МИР РЧ-01 (Госреестр № 27008-04)
Сведения о методах измерений
Методы измерений, которые используются в АИИС КУЭ приведены в документе КПНГ.411713.123 МИ - "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО Торговый Дом "Меланж-Текстиль" Методика (метод) измерений электроэнергии";
Методика (метод) измерений - КПНГ.411713.123 МИ аттестована ГЦИ СИ - ООО "Испытательный центр "Энерготестконтроль" по ГОСТ Р 8.563-2009 .Свидетельство об аттестации № 79/01.00066-2010/2012 от 30.05.2012 г.
Нормативные документы
1) ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
2) ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
3) ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия;
4) ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерений электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S";
5) ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
