| Номер в госреестре | 54248-13 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "РТ-ЭТ" в части энергопотребления ОАО "Светлана" |
| Изготовитель | ООО "ГРУППА ТЭС", г.Москва |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» - (далее -АИИС КУЭ), предназначена для измерения электроэнергии (мощности), потребляемой за установленные интервалы времени различными технологичными объектами ОАО «Светлана», входящими в систему, а также сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.
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 единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
• хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
• передача 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).
• 1-ый уровень системы включает в себя: измерительные трансформаторы тока (ТТ) КТ 0,5 s по ГОСТ 7746 - 2001 и трансформаторы напряжения (ТН) КТ 0,5 по ГОСТ 1983 -2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5s/1 в ГР № 20176-06 по ГОСТ Р 52323-2005 при измерении активной и реактивной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 при измерении реактивной электроэнергии, установленных на объектах, указанных в таблице 1 (26 точек измерения).
• Уровень ИВКЭ - отсутствует. Функции уровня ИВКЭ выполняет уровень ИВК.
• 2-ий уровень представляет собой - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий УСПД RTU-327-E1-B02-M02 в ГР № 41907-09; сервер HP ProLiant DL120 G7; устройства синхронизации времени УСВ-2 в ГР №41681-10, коммутатор Cisco Catalyst 2950-12; технические средства приема-передачи данных - внешний сотовый GSM-терминал Siemens MC35i и GSM IP-модемы Moxa OnCellG3251; рабочие станции АРМ (2 шт). Одно АРМ расположено в центре сбора информации в офисе ООО «РТ-ЭТ» и подключено к сети АИИС КУЭ ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана». Второе АРМ расположено на ОАО «Светлана» и использует информацию сервера БД посредством сети Интернет.
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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД (где производится хранение измерительной информации, ее накопление, обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера баз данных, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через Интернет-провайдера. Скорость передачи данных не менее 9600 бит/сек и коэффициент готовности не хуже 0,95 Программное обеспечение
В АИИС КУЭ использовано программное обеспечение (далее ПО): использовано программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР» (5 пользователей, 100 счётчиков, БД Oracle 11g 32 Bit) и дополнительные модули.
ПО «АльфаЦЕНТР» предназначено для измерений и учета электрической энергии и мощности, а также автоматического сбора, накопления, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.
Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти УСПД, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и измеренных данных от преднамеренных изменений являются:
- средства управления доступом (пароли).
- средства проверки целостности ПО (несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы и сравнением ее с действительным значением).
Характеристики программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ приведены в Таблице№1
| й в оО нП е ии ан Н | Идентификационное название ПО | Номер версии (идентифи кационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификато ра ПО | |
| »Р Н К W Я -е ь I | ПО «АльфаЦЕНТР» | v12.02.01 от 11.04.2012 г. | 94b754e7dd0a57655c4 f6b8252afd7a6 | утилита МБ5 | |
| Программа планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) | Наименование файла | ||||
| Amrserver.exe От 11.04.2012 | |||||
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe От 12.04.2012 | 231657667d86238ff59 6845be4ba5d01 | |||
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe От 12.04.2012 | 276049f66059b53881e 5c27c8277dc01 | |||
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll От 07.03.2012 | 5e9a48ed75a27d10c13 5a87e77051806 | |||
| библиотека шифрования пароля счетчиков A1700,A1140 | encryptdll.dll от 17.03.2004 | 0939ce05295fbcbbba4 00eeae8d0572c | |||
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll от 09.02.2000 | b8c331abb5e34444170 eee9317d635cd | |||
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по МИ 3286-высокий
АИИС КУЭ ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» оснащена
системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). В СОЕВ входят средства измерений, обеспечивающие измерение времени, также учитываются временные характеристики (задержки) линий связи, которые используются при синхронизации времени. В АИИС КУЭ ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» поддержание единого времени осуществляется посредством устройства синхронизации времени УСВ-2, которое синхронизирует время в сервере БД, УСПД RTU-327-E1-B02-M02 (далее УСПД RTU-327) и в счетчиках ИИК.
Измерение времени происходит автоматически внутренними таймерами устройств. Нормирование величин отклонения встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации последних с единым временем. Синхронизация времени в УСПД RTU-327 осуществляется от устройства синхронизации времени. Синхронизация времени происходит при старте УСПД, а также при отклонении времени УСПД RTU-327 от времени УССВ на величину более ± 2 с. Синхронизация времени в сервере БД осуществляется от УСПД RTU-327. Синхронизация времени происходит при старте сервера БД, а также при отклонении времени сервера БД от времени УСПД RTU-327 на величину более ± 3 с. Синхронизация времени в ИИК осуществляется при старте УСПД RTU-327, а также при отклонении времени счетчика электроэнергии от времени УСПД RTU-327 на величину более ± 3 с, а затем при каждом ночном сеансе связи с ИВК. Погрешность системного времени ±5 с/сутки
Метрологические и технические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии в части энергопотребления ОАО «Светлана» приведены в таблице№2
Таблица №2. Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ
| Номер канала | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Д П и | Вид эл.энергии | Основная погрешность± (%) | Погрешность в рабочих условиях ±(%) | ||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | РТП-3 IV^m 6 кВ яч.12 ф.103- 37/83 | ТПОЛ-10-УЗ Ктт=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 13816, 13817, 13852 | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 2127 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0806130195 | RTU 325 № 5120 | А/Р | 1,3 2,1 | 4,6 5,4 |
| 2 | РТП-4 Iarn 6 кВ яч.6 ф. 103-09 | ТПЛ-10-М-У2 Ктт=400/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 10211, 10212, 10342 | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 2128 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0806130682 | ||||
| 3 | РТП-5 Iarn 6 кВ яч. 1 ф.103-107/157 | ТПСШ-10-УЗ Ктт=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 13905, 13906, 13907 | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 2129 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0806130922 | ||||
| 4 | РТП-5 Пс.ш 6 кВ яч.8 ф. 103-117 | ТПОЛ-10-УЗ Ктт=300/5; КТ ,5S; Фаза А,В,С; №№ 12844, 12847, 12849 | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 2130 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0806130936 | ||||
| 5 | РТП-12 Пс.ш 6 кВ яч.9 ф. 10308/54 | ТОЛ-10 -1 Kn=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 66678, 66679, 66677 | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 6536090000002 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0806130937 | ||||
| 6 | РТП-12 Iс.m 6 кВ яч.4 ф.103-32/78 | ТОЛ-10-1 Kn=600/5; КТ0,5S; Фаза А,В,С; №№ 66674, 66676, 66680 | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 1517 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0806130950 | ||||
| 7 | РТП-13 Шс.ш 6 кВ яч.12 ф.103-14 | ТПОЛ-10 -УЗ Ктт=300/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С №№ 12781, 12782, 12783 | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 2136 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0806131030 | ||||
| 8 | РТП-17 Пс.ш 6 кВ яч. 11 ф.103-15/61 | ТПЛ-10-М-У2 Kn=600/5; КТ0,5S; Фаза А,В,С; №№ 1906, 1768, 1769 | ЗНШ.06-6УЗ Ктн=6000/100; КТ 0,5; Фаза А,В,С; №№ 1515, 1540, 1530 | СЭТ -4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0806131037 | ||||
| ТПЛ-10-М-У2 Ктт=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 1771, 1734, 1770 | ЗНОЛ.06-6УЗ | |||||||
| 9 | РТП-17 1с.ш 6 кВ яч.4 ф.103-43/89 | Ктн=6000/100; КТ 0,5; | СЭТ -4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; | |||||
| Фаза А,В,С | Ксч=5000; | |||||||
| №№ 1535, 1614, | № 0806131043 | |||||||
| 4461 | ||||||||
| РТП-21 1с.ш | ТПОЛ-10-УЗ Ктт=600/5; КТ 0,5S; | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 2144 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0806131044 | |||||
| 10 | 6 кВ яч. 1 | Фаза А,В,С; | ||||||
| ф.103-30/76 | №№ 12781, 12782, 12783 | |||||||
| РТП-24 | ТПСШ-10 -УЗ Ктт=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 14127, 14022, 14021 | НАМИТ-10-2 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | |||||
| 11 | 1Ус.ш 6 кВ | Ктн=6000/100; | КТ 0,5S/1,0; | |||||
| яч.13 ф.103- | КТ 0,5; | Ксч=50004 | ||||||
| 16/62 | № 2215 | № 0806131051 | ||||||
| РТП-24 1с.ш 6 кВ яч. 1 | ТПОЛ-10 -УЗ Ктт=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; | НАМИТ-10-2 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | |||||
| 12 | Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 2216 | КТ 0,5S/1,0; Ксч=50004; № 0806131057 | ||||||
| ф. 103-17/63 | №№ 14128, 14129, 14130 | |||||||
| РТП-25 1с.ш | ТПОЛ-10-УЗ Ктт=300/5; КТ 0,5S; | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 2218 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0806131058 | |||||
| 13 | 6 кВ яч. 1 | Фаза А,В,С; | ||||||
| ф. 103-35/81 | №№ 12784, 12785, 12786 | № 5120 | ||||||
| 14 | РТП-1 (РП-2710) 1с.ш 6 кВ яч.7 | ТПОЛ-10 -УЗ Ктт=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 14136, 14210, 14211 | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; | 1,3 2,1 | 4,6 5,4 | ||
| ф.103-34/80 | № 2219 | № 0806131065 | RTU 325 | |||||
| 15 | РТП-1 (РП-2710) 1Ус.ш 6 кВ яч.13 | ТПОЛ-10-УЗ Ктт=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 14294, 14295, 14296 | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; | ||||
| ф. 103-07/53 | № 2243 | № 0806131072 | ||||||
| 16 | РТП-1 (РП-2710) 1с.ш 6 кВ яч.5 | ТПЛ-10 -М-У2 Ктт=400/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 10343, 10351, 10352 | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; | ||||
| ф.15-11 | № 2219 | № 0806131085 | ||||||
| 17 | РТП-6 (РП- 2772) УПс.ш 6 кВ | ТПОЛ-10 -УЗ Ктт=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 2246 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,04 Ксч=5000; № 0806131092 | ||||
| яч.22 ф.103-113/163 | №№ 3978, 1051, 3980 | |||||||
| 18 | РТП-6 (РП-2772) У1с.ш 6 кВ яч.21 | ТПОЛ-10-УЗ Ктт=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 14346, 14347, 14348 | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; | ||||
| ф. 103-13/59 | № 2247 | № 0806131141 | ||||||
| ТПаЛ-10-УЗ Ктт=400/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 12818, 12886, 12887 | ЗНОЛП 06-У2 | |||||||
| 19 | РТП-27 (РП-2701) 1с.ш. 6 кВ яч.1 | Ктн=6300/100; КТ 0,5; Фаза А,В,С; | СЭТ -4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; | |||||
| ф.15-45 | №№ 4874, 3071, 3012 | № 0806131163 |
| РТП-31 Iarn | ТПОЛ-10-УЗ Krr=300/5; КТ 0,5S; | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 1590 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0806131218 | |||||
| 20 | 6 кВ яч.1 | Фаза А,В,С; | ||||||
| ф.103-36 | №№ 12787, 12788, 12789 | |||||||
| 21 | РТП-31 Warn 6 кВ | ТПОЛ-10 -уз Ктт=300/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 12790, 12791, 12792 | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; | ||||
| яч.9 ф. 103-38 | КТ 0,5; № 1591 | Ксч=5000; № 0806131225 | ||||||
| РТП-34 Пс.ш 6 кВ яч.11 ф. 103-33/79 | ТПОЛ-10-УЗ | НАМИТ-10-2 | СЭТ -4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0806131225 | |||||
| 22 | Ктт=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; | Ктн=6000/100; КТ 0,5; | ||||||
| №№ 13908, 13909, 13910 | № 1596 | RTU 325 № 5120 | ||||||
| 23 | РТП-38 Пс.ш 6 кВ яч.6 ф.103-31/177 | ТОЛ-10-1-2-У2 Ктт=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 25761, 25763, 31211 | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 1597 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0806131225 | 5 | 1,3 2,1 | 4,6 5,4 | |
| 24 | РТП-38 Iс.ш 6 кВ яч. 1 | ТОЛ-10-1-2-У2 Ктт=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 31212, 31213, 31214 | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; | ||||
| ф.103- 112/162 | КТ 0,5; № 2086 | Ксч=5000; № 0806131240 | ||||||
| РТП-44 | ТПОЛ-10-УЗ Ктт=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; №№ 13973, 14016, 14017 | НАМИТ-10-2 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | |||||
| 25 | Шс.ш 6 кВ яч.7 ф. 103125/175 | Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 2244 | КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0805131682; | |||||
| 26 | РТП-6 (РП- 2772) УПс.ш 6 кВ | ТПОЛ-10 -УЗ Kn=600/5; КТ 0,5S; Фаза А,В,С; | НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100; КТ 0,5; № 2246 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Ксч=5000; № 0805131696 | ||||
| яч.23 ф.29- | №№ 14349, 19312, | |||||||
| 82/182 | 19316 |
Примечания
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
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 (0,98^1,02) Шом; ток (0,01^1,2) температура окружающей среды-(20 ± 5)°С
5. Рабочие условия:
параметры сети для ИК: напряжение (0,9^1,1) №ом; сила тока (0,01^1,2) Iном; 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк.;
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40°С до + 50°С, для счетчиков СЭТ-4ТМ от минус 40°С до +60°С; для контроллеров RTU-325 от 0°С до плюс 60°С.
6. Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,01 Ыом, cos ф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -5°С до +35°С.
7. Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения - ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии - ГОСТ P 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S для ГОСТ Р 52323-2005.
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена контроллера на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в ООО "РТ-ЭТ" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 2 ч;
- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч;
- УСПД (RTU-327-E1-B02-M02) - среднее время наработки на отказ не менее Тср =100000 часов, средний срок службы не менее Тср =10 лет
Надежность системных решений:
• резервирование питания с помощью устройства АВР;
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,УСПД;
• 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;
- 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:
■УСПД - при отсутствии внешнего электропитания сохранность данных составляет не менее 5лет;
■сервер - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
- электросчетчик - сохранность данных при прерывании питания более 40 лет,
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» определяется проектной документацией на создание АИИС КУЭ, а также эксплуатационной документацией - формуляром (ФО 4222-02-7707744367 -2013).
осуществляется в соответствии с документом о поверке:
- система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана». Методика поверки. МП 4222-02-7707744367-2013, утверждена ГЦИ СИ - ФБУ «Самарский ЦСМ» 18.06.13 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ1 МП. Методика поверки. Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. РЭ1;
- средства поверки УСПД RTU-325 ДЯИМ.466453.005 МП. Методика поверки. Утверждена ФГУП ВНИИМС в 2008г;
- приемник сигналов точного времени МИР РЧ-01;
- средства поверки устройства синхронизации системного времени УСВ-2. Методика поверки. ВЛСТ 237.00.001.И1;
- средства измерений вторичной нагрузки ТТ в соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- средства измерений вторичной нагрузки ТН в соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации;
- средства измерений падения напряжения в линии соединении счетчика с ТН в соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения измерений падения напряжения в линии соединения с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации».
Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» приведены в документе - «Методика (метод)
измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» - МВИ 4222-02-7707744367 -2013. Методика (метод) аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 56/01.00181-2008/2013 от 18.06.2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана»
■ ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
■ ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
■ Основные положения.
■ ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
■ 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».
■ ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
- осуществление торговли и товарообменных операций
