| Номер в госреестре | 68413-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Саратовэнерго" |
| Изготовитель | ООО "Интер РЭК", г.Москва |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии ПАО «Саратовэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля электрической энергии и мощности, поставляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения. АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной 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 и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
передача журналов событий АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя трансформаторы тока (ТТ) классов точности (КТ) 0,2S, 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) классов точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 (регистрационный номер в Федеральном информационным фонде 27524-04) класса точности (КТ) 0,5S/1,0, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М (регистрационные номера в Федеральном информационном фонде 36697-08 и 36697-12) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 и счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (регистрационный номер в Федеральном информационным фонде 31857-06) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-12 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-12 при измерении реактивной электрической энергии, указанные в таблице 2 (13 точек измерения), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа ЭКОМ-3000 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 17049-09) и типа RTU-325L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37288-08), каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора данных (сервер СД) ПАО «Саратовэнерго» с установленным программным обеспечением «АльфаЦЕНТР», сервер базы данных (сервер БД) ПАО «Саратовэнерго» с установленным программным обеспечением «Энфорс АСКУЭ», устройство синхронизации времени типа УСВ-3 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 51644-12), автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков, расположенных на ПС «Озинская», ПС «Петропавловка», ПС «Ал. Гайская», ПС «Новоузенская» и ПС «Терешка», по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Измерительная информация из УСПД по основному каналу связи с помощью GSM/GPRS-модемов поступает на сервер СД. При отказе основного канала измерительная информация из УСПД поступает по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети стандарта GSM (GSM-оператора связи отличного от основного), на сервер СД. На сервере осуществляется дальнейшая обработка поступающей информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока (далее - ТТ) и трансформаторов напряжения (далее - ТН). Далее результаты измерений поступают на сервер БД, где осуществляется формирование и хранение полученных данных, оформление отчётных документов, отображение информации на АРМ.
Данные со счётчиков, расположенных на ПС «Гмелинка», ПС «Кленовская» и ПС «Буровка-тяговая» посредством GSM/GPRS-каналов связи (основного или резервного) передаются непосредственно на сервер СД. Сервер автоматически с интервалом 1 раз в сутки производит опрос всех счетчиков электрической энергии и УСПД и формирует в собственной памяти архивы для хранения данных и архивных данных по учёту и состоянию средств измерений.
Передача информации от сервера БД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) в филиал АО «СО ЕЭС» Саратовское РДУ и ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги, а также в другие смежные субъект ОРЭ, осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. УСВ-3 синхронизирует часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Часы сервера СД синхронизированы по времени с УСВ-3, сравнение часов сервера происходит непрерывно. Синхронизация часов сервера СД и УСВ-3 осуществляется независимо от показаний часов сервера СД. Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счётчиков, расположенных на ПС «Озинская», ПС «Петропавловка», ПС «Ал. Гайская», ПС «Новоузенская» и ПС «Терешка», с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков производится при расхождении показаний часов счётчика и УСПД на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счётчиков, расположенных на ПС «Г мелинка», ПС«Кленовская» и ПС «Буровка-тяговая», с часами сервера осуществляется во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков производится при расхождении показаний часов счётчика и сервера на величину более ±1 с.
Передача информации от счётчика до УСПД, от УСПД до сервера СД (или от счётчика до сервера СД) реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сут
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа ЦЕНТР» (версия не ниже 15.06.01) и ПО «Энфорс АСКУЭ» (версия не ниже 2.4).
Идентификационные данные (признаки) ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| 1 | 2 |
| ПО «Альфа ЦЕНТР» | |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| 1 | 2 |
| ПО «Энфорс АСКУЭ» | |
| Идентификационное наименование ПО | Enfadmin.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 293293c506c034bf193adab36533e78f |
| Идентификационное наименование ПО | NewOpcon.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | d1c09241c24b2d7bb8a62a3e5b7758b4 |
| Идентификационное наименование ПО | NewReports.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | db5f1096751c949312006739c6087347 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcFormula.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 4d6ff01785e5e85abfb2889d93fb4aed |
| Идентификационное наименование ПО | Alfa repl.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 29bb8dddfeec9702e99d7684d154b515 |
| Идентификационное наименование ПО | M80020 IMP.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0734719e576169db3893625fb4052a10 |
| Идентификационное наименование ПО | NewMEdit.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 46951a1b6f7bc95dcc7ef9de04d9d732 |
| Идентификационное наименование ПО | Dataproc.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0dda008d662634737e9cd0efb1 cc401 e |
| Идентификационное наименование ПО | TradeGR.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | ba5955e59653fb357213ac9246cea2a7 |
| Идентификационное наименование ПО | M80020.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 4278ac885e31698b8e0029f7bdb424c2 |
| Идентификационное наименование ПО | M80030.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 9cfe5972d6918043ec85b8e0aff18cdc |
| Идентификационное наименование ПО | NewM51070.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | fe4dca 14e0e333a176fc93318226bfc8 |
| Идентификационное наименование ПО | M80050.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 625f522fe 1 a9c85b76aa3 667446cd8a4 |
| Идентификационное наименование ПО | M80070.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7e24a0af607a7c19768283d3b066cff1 |
| Идентификационное наименование ПО | M50080.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52da693513088e93fbf11ad09b8df286 |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | XL Report.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | d1d2658e31de06cfb8bd09bf0f779f7c |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Уровень защиты ПО «Альфа ЦЕНТР» и ПО «Энфорс АСКУЭ» от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014 - средний.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты -разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее - ИК), представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в ИК АИИС КУЭ
| о, е S о Н | Наименование ИК | Состав измерительного канала | Сервер | 1 О ^ к 5 к ег лр иэ PQ | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электричес кой энергии | Д С о У | В О О У | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС «Озинская» 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Озинки-Семиглавый Мар | ТФЗМ 110Б-1 У1 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71 | НКФ-110-57 110000:^3/ 100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | УСВ-3, Рег. № 51644-12 | IBM System x3650 M3 | 5 н в и итк а ая н в и Ё А |
| 2 | ПС «Озинская», 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, СОВ-110 кВ Семиглавый Мар | ТФЗМ 110Б-1 У1 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71 | НКФ-110-57 110000:^3/ 100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | о ? 09 04 30 -7 S - О№ К. Э .ег | |||
| 3 | ПС «Петропавловка» 35/10 кВ, РУ-35 кВ, 2СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Петропавловка-Джаксыбай | ТФН-35М 100/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 35000:V3/ 100:V3 КТ 0,5 Рег. № 912-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | 9 о ^ 09 04 30 -7 S - О№ К. Э .ег Р | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | ПС «Ал. Г айская» 110/35/10 кВ, РУ-35 кВ, 1СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Алгай-Казталовка | ТФЗМ-35 А У1 75/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | УСВ-3, Рег. № 51644-12 | IBM System x3650 M3 | ая н в и Ё а е Р/ ая К в и кти А |
| 5 | ПС «Новоузенская» 110/35/10 кВ, РУ-35 кВ, 2СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Новоузенская-Богатырево | ТФН-35М 150/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 35000:V3/ 100:V3 КТ 0,5 Рег. № 912-07 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | 9 о ? 09 04 30 -7 S -О№ Э .ег Р | |||
| 6 | ПС Гмелинка, РУ-110 кВ, 1СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Лепехинка -Гмелинка №288 | ТФЗМ 110Б-1 У1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71 | НКФ-110-83 У1 110000:^3/ 100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 НКФ-110-57 110000:^3/ 100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | — | |||
| 7 | ПС «Кленовская» 35/10 кВ, РУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Свёрдлово-Кленовская | ТФЗМ 35Б-1 У1 150/5, КТ 0,5 Рег. № 3689-73 | ЗНОМ-35-65 35000:V3/ 100:V3 КТ 0,5 Рег. № 912-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | — | |||
| 8 | ПС «Терешка» 220/110/10/0,4 кВ ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ СарГЭС-Терешка с отп. на ПС Вольская | ТФЗМ 220Б-IV 1000/5, КТ 0,2 Рег. № 31548-06 | CPB 245 220000:V3/ 100:V3 КТ 0,2 Рег. № 15853-06 | A1802RALX QV-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | RTU-325L, Рег. № 37288-08 | |||
| 9 | ПС «Терешка» 220/110/10/0,4 кВ ОРУ-220 кВ, ОВ-220 кВ | ТФЗМ 220Б-IV 1000/5, КТ 0,2 Рег. № 31548-06 | CPB 245 220000:V3/ 100:V3 КТ 0,2 Рег. № 15853-06 | A1802RALX QV-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | RTU-325L, Рег. № 37288-08 | |||
| 10 | ПС «Терешка» 220/110/10/0,4 кВ ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Саратовская-Терешка | ТФЗМ 220Б-IV 1000/5, КТ 0,2 Рег. № 31548-06 | CPB 245 220000:V3/ 100:V3 КТ 0,2 Рег. № 15853-06 | A1802RALX QV-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | RTU-325L, Рег. № 37288-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 11 | ПС Буровка-тяговая 220/27,5/10 кВ Ввод № 2 ВЛ-220 кВ Сенная 2 | TG-245 300/5 КТ 0,2S Рег. № 15651-96 | НАМИ-220 УХЛ1 220000:V3/ 100:V3 КТ 0,5 Рег. № 20344-05 | A1802RALQ -P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | — | УСВ-3, Рег. № 51644-12 | IBM System x3650 M3 | 5 н в и итк а ая н в 5 6 А |
| 12 | ПС Буровка-тяговая 220/27,5/10 кВ, СВ | TG-245 1200/5 КТ 0,2S Рег. № 15651-96 | НАМИ-220 УХЛ1 220000:V3/ 100:V3 КТ 0,5 Рег. № 20344-05 | A1802RALQ -P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | — | |||
| 13 | ПС Буровка-тяговая 220/27,5/10 кВ, Ввод 220 кВ Т2 | TG-245 300/5 КТ 0,2S Рег. № 15651-96 | НАМИ-220 УХЛ1 220000:V3/ 100:V3 КТ 0,5 Рег. № 20344-05 | A1802RALQ -P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | — |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной и реактивной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ином, ток (0,01-1,2) !ном для ИК №№ 11-13, ток (0,05-1,2) !ном для ИК №1-10, 0,5 инд.^соб ф^0,8 емк., допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, счетчиков электрической энергии типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °С, счетчиков электрической энергии типа Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °С, УСПД типа ЭКОМ-300 от минус 10 до плюс 50 °С, УСПД типа RTU-325L от минус 10 до плюс 55 °С, серверов от 10 до 25 °С) приведены в таблице 3. Температура воздуха в местах расположения счетчиков от 0 до плюс 30 °С.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях_
| Номер ИК | и | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях, (±) 5, % | |||||||
| и F О ей О н СП | 51(2)%, I1(2) %£ 1 изм< 1 5 % | 55 %, I5 %£ 1 изм< 1 20 % | 520 %, 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | 5ю0 %, I100 %£ 1 изм£ 1 120 % | |||||
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1, 2, 4, 5 | 0,5 | Не норм. | Не норм. | 5,8 | 3,7 | 3,4 | 2,5 | 2,8 | 2,3 |
| 0,8 | Не норм. | Не норм. | 3,3 | 5,3 | 2,2 | 3,2 | 2,0 | 2,7 | |
| 1 | Не норм. | Не норм. | 2,3 | Не норм. | 1,8 | Не норм. | 1,7 | Не норм. | |
| 3, 6 | 0,5 | Не норм. | Не норм. | 5,8 | 4,2 | 3,4 | 3,6 | 2,8 | 3,5 |
| 0,8 | Не норм. | Не норм. | 3,3 | 5,7 | 2,2 | 4,2 | 2,0 | 3,9 | |
| 1 | Не норм. | Не норм. | 2,3 | Не норм. | 1,8 | Не норм. | 1,7 | Не норм. | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 7 | 0,5 | Не норм. | Не норм. | 5,5 | 2,9 | 3,1 | 2,1 | 2,4 | 1,9 |
| 0,8 | Не норм. | Не норм. | 3,0 | 4,7 | 1,7 | 2,9 | 1,4 | 2,5 | |
| 1 | Не норм. | Не норм. | 1,9 | Не норм. | 1,3 | Не норм. | 1,1 | Не норм. | |
| 8-10 | 0,5 | Не норм. | Не норм. | 2,2 | 1,8 | 1,4 | 1,2 | 1,2 | 1,2 |
| 0,8 | Не норм. | Не норм. | 1,4 | 2,3 | 1,0 | 1,5 | 0,9 | 1,3 | |
| 1 | Не норм. | Не норм. | 1,2 | Не норм. | 0,9 | Не норм. | 0,8 | Не норм. | |
| 11-13 | 0,5 | 2,5 | 2,4 | 1,9 | 1,6 | 1,7 | 1,3 | 1,7 | 1,3 |
| 0,8 | 1,6 | 3,2 | 1,2 | 2,1 | 1,1 | 1,6 | 1,1 | 1,6 | |
| 1 | 1,3 | Не норм. | 1,0 | Не норм. | 1,0 | Не норм. | 1,0 | Не норм. |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной и реактивной электроэнергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Цюм; ток (0,01-1,2) !ном для ИК №№ 11-13, ток (0,05-1,2) !ном для ИК» 1-10; 0,5 инд <cos ф^0,8 емк.); температура окружающей среды (23±2) °С приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электроэнергии_
| Номер ИК | и | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной и реактивной электроэнергии, (±) 5, % | |||||||
| и F О ей О н СП | 51(2)%, I1(2) %£ I изм< I 5 % | 55 %, 1-5 %£ I изм< I 20 % | 520 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 5ю0 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | |||||
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | ||
| 1, 2, 4, 5 | 0,5 | Не норм. | Не норм. | 5,5 | 2,9 | 3,0 | 1,8 | 2,3 | 1,6 |
| 0,8 | Не норм. | Не норм. | 3,0 | 4,7 | 1,7 | 2,7 | 1,4 | 2,1 | |
| 1 | Не норм. | Не норм. | 1,9 | Не норм. | 1,2 | Не норм. | 1,0 | Не норм. | |
| 3, 6 | 0,5 | Не норм. | Не норм. | 5,5 | 2,8 | 3,0 | 1,8 | 2,3 | 1,6 |
| 0,8 | Не норм. | Не норм. | 3,0 | 4,6 | 1,7 | 2,6 | 1,4 | 2,1 | |
| 1 | Не норм. | Не норм. | 1,9 | Не норм. | 1,2 | Не норм. | 1,0 | Не норм. | |
| 7 | 0,5 | Не норм. | Не норм. | 5,5 | 2,6 | 3,0 | 1,5 | 2,2 | 1,3 |
| 0,8 | Не норм. | Не норм. | 2,9 | 4,5 | 1,6 | 2,5 | 1,3 | 1,9 | |
| 1 | Не норм. | Не норм. | 1,8 | Не норм. | 1,1 | Не норм. | 0,9 | Не норм. | |
| 8-10 | 0,5 | Не норм. | Не норм. | 2,1 | 1,4 | 1,2 | 0,9 | 1,0 | 0,8 |
| 0,8 | Не норм. | Не норм. | 1,3 | 1,9 | 0,8 | 1,1 | 0,6 | 1,0 | |
| 1 | Не норм. | Не норм. | 1,0 | Не норм. | 0,6 | Не норм. | 0,5 | Не норм. | |
| 11-13 | 0,5 | 2,4 | 1,7 | 1,7 | 1,2 | 1,5 | 1,0 | 1,5 | 1,0 |
| 0,8 | 1,5 | 2,4 | 1,0 | 1,6 | 0,9 | 1,3 | 0,9 | 1,3 | |
| 1 | 1,2 | Не норм. | 0,8 | Не норм. | 0,7 | Не норм. | 0,7 | Не норм. | |
Надежность применяемых в системе компонентов: счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 среднее время наработки на отказ, не менее, Тср=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М (Рег.№ 36697-08) среднее время наработки на отказ, не менее, Тср=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М (Рег.№ 36697-12) среднее время наработки на отказ, не менее, Тср=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч,
счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа А1800 среднее время наработки на отказ, не менее, Тср=120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч,
УСПД ЭКОМ-3000
среднее время наработки на отказ, не менее, Тср=75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=24 ч,
УСПД RTU-325L
среднее время наработки на отказ, не менее, Тср=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=24 ч,
УСВ-3
среднее время наработки на отказ, не менее, Тср=45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч, трансформатор тока (напряжения)
среднее время наработки на отказ, не менее, Тср=40-105 ч,
сервер
среднее время наработки на отказ, не менее, Тср=208051 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=0,5 ч.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД и сервере;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий: фактов параметрирования счетчика; фактов пропадания напряжения; фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
счетчике (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТФЗМ 110Б-1 У1 | 8 шт. |
| Трансформаторы тока | ТФН-35М | 4 шт. |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35 А У1 | 2 шт. |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 35Б-1 У1 | 2 шт. |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 220Б-ГУ | 9 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | TG-245 | 9 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 | 8 шт. |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 9 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 1 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-83 У1 | 1 шт. |
| Трансформаторы напряжения | CPB 245 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-220 УХЛ1 | 3 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 4 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 3 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 6 шт. |
| Устройства сбора и передачи данных | ЭКОМ -3000 | 4 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 L | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 шт. |
| Сервер | IBM System x3650 M3 | 2 шт. |
| Автоматизированное рабочее место | АРМ | 1 шт. |
| Документация | ||
| Методика поверки | МП 4222-01-7716712474-2017 | 1 экз. |
| Формуляр | ФО 4222-01-7716712474-2017 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 4222-01-7716712474-2017 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Саратовэнерго», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 15.06.2017 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М (Рег.№ 36697-08) в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТM.03М (Рег.№ 36697-12) в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05. 2012 г.;
- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05. 2006 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 в соответствии с методикой ПБКМ.421459.003 МП «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УСПД RTU-325L в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передача данных RTU-325 и RTU-325 L. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- УСВ-3 в соответствии с документом ВЛСТ.240.00.000МП «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информацион-ном фонде 33750-12.
Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрихкодом и заверяется подписью поверителя.
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Саратовэнерго». МВИ 4222-01-7716712474-2017.
Свидетельство об аттестации № 212/RA.RU.311290/2015/2017 от 05.06.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии ПАО «Саратовэнерго»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
