Номер по Госреестру СИ: 51866-12
51866-12 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Волго-Вятский" ОАО "Оборонэнерго", г.Казань, объект №2
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Волго-Вятский" ОАО "Оборонэнерго", г. Казань, объект №2) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации, в ОАО «АТС» и другие заинтересованные организации оптового рынка электроэнергии
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Волго-Вятский" ОАО "Оборонэнерго", г. Казань, объект №2) используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО 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
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энергии/мощности |
CalcLeak-age.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseMod-bus.dll |
3 |
c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePira-mida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f |
MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
SynchroNSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc2 3ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 |
MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Волго-Вятский" ОАО "Оборонэнерго", г. Казань, объект №2) типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетодика измерений изложена в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Волго-Вятский" ОАО "Оборонэнерго", г. Казань, объект №2).
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Волго-Вятский" ОАО "Оборон-энерго", г. Казань, объект №2)
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.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
МИ 2999-2011 «Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
«Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета " Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "ВолгоВятский" ОАО "Оборонэнерго", г. Казань, объект №2).
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 51866-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Волго-Вятский" ОАО "Оборонэнерго", г. Казань, объект №2). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 25.10.2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
-
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";
-
• Меркурий 230 ART - по «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1;
-
• СЭТ-4ТМ.03.01 - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;
-
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
-
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз» ООО «Техносоюз»Юридический адрес: 105122, г. Москва, Щелковское шоссе, д. 9
Почтовый адрес: 115114, г. Москва, ул. Летниковская, д.11/10, строение 4, 2 этаж
Тел.: (495) 258-45-35
Факс: (495) 363-48-69
E-mail: info@t-souz.ru www.t-souz.ru
Испытательный центр
: Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Тел./факс: 8(495)437-55-77
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД) регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Казань HP ProLiant DL180R06, основной и резервный серверы баз данных (БД) ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Москва SuperMicro 6026T-NTR+, устройства синхронизации времени УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков через GSM-сеть поступает на уровень ИВК регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт». Сервер СД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на сервер БД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Обороэнергос-быт». При отказе основного канала сервер переключается на резервный. Резервный канал организован по технологии CSD. В качестве устройства передачи данных используется
GSM/GPRS-модем Teleofis RX100R. На сервере БД осуществляется хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации от сервера БД в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие заинтересованные организации осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК (сервера СД и сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени на основе УСВ-2, синхронизирующих собственное время по сигналам времени, получаемым от GPS/ GLONASS -приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность синхронизации не более ±0,35 с. Часы сервера БД синхронизируются по времени часов УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Часы сервера СД синхронизируются по времени часов УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами сервера СД производится каждый сеанс связи со счетчиками (не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении с часами сервера СД вне зависимости от наличия расхождения, но не реже чем 1 раз в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±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.
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
№ Госреестра |
Количество |
Трансформатор тока типа ТШП-0,66 |
15173-06 |
3 шт. |
Трансформатор тока типа Т-0,66 М У3 |
17551-06 |
3 шт. |
Трансформатор тока типа ТТИ-А |
28139-12 |
12 шт. |
Трансформатор напряжения типа НТМИ-6-66 |
2611-70 |
3 шт. |
Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART |
23345-07 |
3 шт. |
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
3 шт. |
Методика поверки |
— |
1 шт. |
Формуляр |
— |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации |
— |
1 шт. |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД) регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Казань HP ProLiant DL180R06, основной и резервный серверы баз данных (БД) ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Москва SuperMicro 6026T-NTR+, устройства синхронизации времени УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков через GSM-сеть поступает на уровень ИВК регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт». Сервер СД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на сервер БД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Обороэнергос-быт». При отказе основного канала сервер переключается на резервный. Резервный канал организован по технологии CSD. В качестве устройства передачи данных используется
GSM/GPRS-модем Teleofis RX100R. На сервере БД осуществляется хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации от сервера БД в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие заинтересованные организации осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК (сервера СД и сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени на основе УСВ-2, синхронизирующих собственное время по сигналам времени, получаемым от GPS/ GLONASS -приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность синхронизации не более ±0,35 с. Часы сервера БД синхронизируются по времени часов УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Часы сервера СД синхронизируются по времени часов УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами сервера СД производится каждый сеанс связи со счетчиками (не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении с часами сервера СД вне зависимости от наличия расхождения, но не реже чем 1 раз в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±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 АИИС КУЭ ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Волго-Вятский" ОАО "Оборонэнерго", г. Казань, объект №2) используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО 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
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энергии/мощности |
CalcLeak-age.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseMod-bus.dll |
3 |
c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePira-mida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f |
MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
SynchroNSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc2 3ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 |
MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Волго-Вятский" ОАО "Оборонэнерго", г. Казань, объект №2) и их основные метрологические характеристики.
№ п/п |
№ ТИ на однолинейной схеме |
Наименование точки измерений |
Состав измерительного канала |
Вид электро-энергии |
Метрологические хар-ки ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК (ИВКЭ) |
Ос новная погреш ность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Волго-В Казань, объект №2) - ОАО "Татэнергосбыт" (< |
ггский" ОАО "Оборонэнерго", г. ОАО "Татэнергосбыт") | ||||||||
1 |
1 |
ТП-303 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч. 3 |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № А17595 Зав. № F32866 Зав. № F32865 |
— |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 05379374 |
HP Pro Liant DL180R 06 Зав. № CZJ1470 GTP |
Активная Реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±3,2 ±5,5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
2 |
2 |
ТП-303 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч. 6 |
ТШП-0,66 600/5 Зав. № 080305 Зав. № 080205 Зав. № 080206 |
— |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN; Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 05374420 |
Активная Реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±3,2 ±5,5 | |
3 |
3 |
ТП-164 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 2 с.ш. 0,4 кВ |
Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 073869 Зав. № 073870 Зав. № 073868 |
— |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06227040 |
Активная Реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±3,2 ±5,5 | |
4 |
4 |
ПС Восточная 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. 302 |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 580009 Зав. № 580010 Зав. № 580011 |
НТМИ-6- 66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 12 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 1105120909 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±2,9 ±4,7 | |
5 |
5 |
ПС Восточная 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 206 |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 609754 Зав. № 609755 Зав. № 609756 |
НТМИ-6- 66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 75 |
СЭТ- 4ТМ.03М; Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 1105120786 |
HP Pro Liant DL180R 06 Зав. № CZJ1470 GTP |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±2,9 ±4,7 |
6 |
6 |
РП-7 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, с.ш. 6 кВ, яч. 7 |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 610507 Зав. № 610508 Зав. № 610509 |
НТМИ-6- 66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 34 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 05356005 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±2,9 ±4,7 |
Примечания:
-
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
-
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
-
4. Нормальные условия:
-
- параметры сети: напряжение (0,95 1,05) Uh; ток (1,0 1,2) 1н; cos j = 0,9инд.;
-
- температура окружающей среды: (20±5) °С;
-
5. Рабочие условия эксплуатации:
-
- параметры сети для ИК: напряжение - (0,98 1,02) ином; ток - (1 1,2) 1ном; частота - (50±0,15) Гц; cos ф=0,9инд;
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 1,1) Uh1; диапазон
силы первичного тока - (0,05 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosф(sinф) 0.5
1,0 (0,87 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
-
- допускаемая температура окружающего воздуха для трансформаторов от минус 40 °С до + 50°С; для счетчиков от минус 40 °С до + 60 °С;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
-
6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 (0,02) 1ном, cos j = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 35 °С;
-
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
-
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО "Обо-ронэнергосбыт" (по сетям филиала "Волго-Вятский" ОАО "Оборонэнерго", г. Казань, объект №2) порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- счетчик Меркурий 230 ART - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 часов, среднее время восстановления работоспособности to = 2 часа;
-
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности ti>, = 2 часа;
-
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и ИВК;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
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, параметриро-
вании:
-
- электросчетчика;
-
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:
-
- 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 ме-
-
нее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).