Номер в госреестре | 71963-18 |
Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Уфаоргсинтез" |
Изготовитель | ПАО "Уфаоргсинтез", г.Уфа |
Год регистрации | 2018 |
МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Описание типа | скачать |
Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Уфаоргсинтез» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ПАО «Уфаоргсинтез», сбора, хранения и обработки полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя устройство сбора и обработки данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу на верхний уровень.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя серверы сбора, обработки и хранения баз данных (основной и резервный), расположенные в центре обработки данных (ЦОД) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим» (далее по тексту - серверы АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места операторов ЦОД и ПАО «Уфаоргсинтез», технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности (КО) и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:
активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
На выходе счетчиков ИК №№ 5-13 измерительная информация присутствует с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, на выходе счетчиков ИК №№ 1-4 - без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
УСПД автоматически с заданной периодичностью или по запросу по линиям связи интерфейса RS-485 опрашивает счетчики ИК №№ 1-4 и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера» автоматически с заданной периодичностью или по запросу выполняет считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков ИК №№ 1-4, опрашивает счетчики ИК №№ 5-13 и считывает 30минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Считывание сервером АИИС КУЭ данных из УСПД осуществляется посредством сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800 глобальной сети Internet; из счетчиков - при помощи проводных линий интерфейса RS-485 и Ethernet или пакетной передачи данных GPRS и оптических линий связи локальной вычислительной сети ПАО «Уфаоргсинтез» и ПАО АНК «Башнефть». При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт.
Сервер АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьего лица - АИИС КУЭ ООО «БГК», регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 65847-16 (далее - Рег.№). Измерительная информация поступает в формате XML-макетов в соответствии с Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Сервер АИИС КУЭ объединяет измерительную информацию от ИК, перечисленных в таблице 2, и полученную от АИИС КУЭ ООО «БГК», выполняет хранение поступившей информации, производит формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передачу КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с московским временем. Единое время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят NTP-сервер времени «Метроном-200» (далее - NTP-сервер), часы сервера АИИС КУЭ, УСПД, счетчиков. Шкала московского времени в СОЕВ формируется NTP-сервером, укомплектованным антенной, принимающей информацию от спутниковых систем GPS и ГЛОНАСС о календарной дате и времени на основе шкал UTC и UTC (SU) соответственно, при этом время шкалы UTC приводится NTP-сервером к московскому времени.
Сличение часов сервера АИИС КУЭ с часами NTP-сервера осуществляется каждые 10 мин, корректировка часов сервера происходит независимо от величины расхождения с часами NTP-сервера. Сличение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к УСПД, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с. Сличение показаний часов счетчиков ИК №№ 1-4 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±2 с. Сличение показаний часов счетчиков ИК №№ 5-13 и сервера
АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», установленное на серверах АИИС КУЭ. Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ПК «Энергосфера» представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, 5
Таблица 2 - Состав ИК
Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК | |
№ ИК | Наименование ИК | |||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
1 | ПС НПЗ 220 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ НПЗ-220 - П1П-2 УОС | ТВГ-110 Кл. т. 0,2S КТТ = 1000/5 Рег. № 22440-07 | Осн.: VCU (мод. VCU-123) Кл. т. 0,2 КТН = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 53610-13 Рез.: VCU (мод. VCU-123) Кл. т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 53610-13 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.) |
2 | 0 1У- кВ Рк Р,О 01 ^ г? 0 -1 2 2В ОО О ё ъ ё | ТВГ-УЭТМ® (мод. ТВГ-УЭТМ®-110) Кл. т. 0,2S КТТ = 1000/5 Рег. № 52619-13 | Осн.: VCU (мод. VCU-123) Кл. т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 53610-13 Рез.: VCU (мод. VCU-123) Кл. т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 53610-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Продолжение таблицы 2
ПС №61, РУ-6 кВ, 1СГП-6 кВ, яч.№7
ПС НПЗ 220 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ НПЗ-220 - ГПП-3 УОС
ГТШ-2 110 кВ ввод 0,4 кВ ТСР-2
ГТШ-2 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 секция, яч. 25
ГТШ-2 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 секция, яч. 19
ПС НПЗ 220 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ 2-4-110 кВ
н
td
"1
H td "1
S's
° ° g ti
TI
<т>
TI
ft1 1-Н
н
1Л* I I
4
ft1 M
H ?S
^ II
(7i H
Ю Ov
н
td
"I
I
(J
н
H
td
"I
I
(J
H
» .
н
I
о
Ov
Ov
и
н
о
.. S's
О О
ю
VO
-р*.
00 ю
1
о
^1
ю
Ov
ю
сг> г
VO
VO
H
Д
н
к
<
О
С
<
О
С
1Г
о
ti
cr>
.■I
i?
LtJ
00
о
■
-P*.
VO
« | |
н | hd |
д | о> |
п Я 2 | р |
Ov Г1 н | |
° н ^ | Го* |
о " В | 00 |
^ О S | U) |
^* \j\ 0\ | 1 |
о | Ul |
о | U) |
TI
<т>
i? о
й Q -н .
Ov ^~о ^
bj-r; о
ы с
О
О
О
О
о
ti
<
о
с
О
о
Д
■ <э
о
о
О
о
ю
U)
ю
U)
TI
<т>
*1
4
o>
4
TI
cr>
.■I
ю* н
U) ‘
чо О
Ю 'kj Ю W ^ О L/1 \
О ^
00
hd
о>
w
£
M OJ ^ LtJ
w о
^ S
н Н
I
-р*. н
w О
^ S
Н ■
н
О
►I
Я 2
^ й й ^ • ti Ю* _) •
-р^ w
VO „О >
IS (71 a
N) гл м U) ^ U)
i i—4 u> Ю
W
и
w
W
to
о
^ • M
io* H ^
LtJ ‘ "
VO о О
К) К) Ю
L/l \
О ^
00
м
ю*
g
LtJ
LtJ ‘
40 o
£ E«
ю о
^ й
to &?
-(^ О
ю
^1
(71
ю
I
о
5
LtJ
to
О
U)
о
LtJ
о
oo
о
-р*.
(71
СПКОН С70 Рег. № 28822-05
Ov
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.)
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |
9 | ГПП-3 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 секция, яч. 39 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 1423-60 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | EM 720 Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 | - | Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.) | |
10 | ГПП-3 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 секция, яч.40 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 1423-60 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | EM 720 Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 | |||
11 | ГПП-3 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 7 секция, яч.73 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 КТТ = 3000/5 Рег. № 1423-60 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 2611-70 | EM 720 Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 | |||
12 | ГПП-3 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 8 секция, яч.70 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 1423-60 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | EM 720 Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 | |||
13 | ГПП-3 110 кВ, РУ-0,4 кВ, Щит собственного расхода, Панель 2 | ТКЛМ-05Т3 Кл. т. 0,5 КТТ = 200/5 Рег. № 3066-72 | - | SATEC EM133/EM132/ EM131 (мод. ЕМ133) Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 49923-12 | |||
Примечания: 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик ИК АИИС КУЭ. 2. Допускается изменение наименований ИК без изменения технологического объекта, на котором проводятся измерения, а также уменьшение числа ИК. 3. Изменения по п.п. 1 и 2 примечаний оформляются техническим актом (ТА) в произвольной форме, утвержденным руководителем предприятия-владельца АИИС КУЭ и составленным с участием метрологической службы предприятия-владельца АИИС КУЭ, внесением изменений в эксплуатационную документацию на АИИС КУЭ. 4. ТА хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ. Срок действия ТА не может превышать срока действия свидетельства о поверке на АИИС КУЭ. |
Номер ИК | Коэф. мощности cos j | Г раницы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электроэнергии и мощности (5), % | |||||||
<N | изм<Т5% | 55%, Т5%—Тизм<Т20% | 5200/(« Т20%—Тизм<Т100% | 5100%, Т100%—Тизм—Т120% | |||||
5оР | 5р | 5оР | 5р | 5оР | 5р | 5оР | 5р | ||
1-4 | 1,0 | ±1,0 | ±1,2 | ±0,6 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 |
0,9 | ±1,0 | ±1,2 | ±0,7 | ±0,9 | ±0,5 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 | |
0,8 | ±1,2 | ±1,3 | ±0,8 | ±1,0 | ±0,6 | ±0,9 | ±0,6 | ±0,9 | |
0,7 | ±1,3 | ±1,5 | ±0,9 | ±1,1 | ±0,7 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,9 | |
0,5 | ±1,8 | ±2,0 | ±1,3 | ±1,4 | ±0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±1,2 | |
5-7, 9-12 | 1,0 | не норм. | не норм. | ±1,8 | ±1,9 | ±1,1 | ±1,2 | ±0,9 | ±1,0 |
0,9 | не норм. | не норм. | ±2,3 | ±2,4 | ±1,3 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,2 | |
0,8 | не норм. | не норм. | ±2,8 | ±2,9 | ±1,6 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,4 | |
0,7 | не норм. | не норм. | ±3,5 | ±3,6 | ±1,9 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,6 | |
0,5 | не норм. | не норм. | ±5,4 | ±5,5 | ±2,9 | ±3,0 | ±2,2 | ±2,3 | |
8, 13 | 1,0 | не норм. | не норм. | ±1,7 | ±2,1 | ±1,0 | ±1,6 | ±0,8 | ±1,5 |
0,9 | не норм. | не норм. | ±2,3 | ±2,6 | ±1,2 | ±1,8 | ±0,9 | ±1,6 | |
0,8 | не норм. | не норм. | ±2,8 | ±3,1 | ±1,5 | ±2,0 | ±1,1 | ±1,7 | |
0,7 | не норм. | не норм. | ±3,5 | ±3,7 | ±1,8 | ±2,2 | ±1,3 | ±1,9 | |
0,5 | не норм. | не норм. | ±5,4 | ±5,5 | ±2,7 | ±3,1 | ±1,9 | ±2,4 |
Примечание:
5оР - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и мощности;
5Р - границы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ_
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электроэнергии и мощности_
Номер ИК | Коэф. мощности cos j | Г раницы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности (5), % | |||||||
12%—1изм<15% | 55%, 15%—1изм<120% | 520%, 120%—1изм<1100% | 5100%, 1100%—1изм—1120% | ||||||
5оО | 5q | 5оО | 5q | 5оО | 5о | 5оО | 5о | ||
1, 3, 4 | 0,9 | ±2,7 | ±3,6 | ±1,6 | ±2,1 | ±1,2 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,4 |
0,8 | ±2,0 | ±2,8 | ±1,3 | ±1,7 | ±0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±1,2 | |
0,7 | ±1,7 | ±2,4 | ±1,1 | ±1,6 | ±0,8 | ±1,1 | ±0,8 | ±1,1 | |
0,5 | ±1,5 | ±2,1 | ±1,0 | ±1,4 | ±0,7 | ±1,1 | ±0,7 | ±1,0 | |
2 | 0,9 | ±2,3 | ±2,6 | ±1,5 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,7 |
0,8 | ±1,8 | ±2,2 | ±1,2 | ±1,8 | ±0,9 | ±1,6 | ±0,9 | ±1,6 | |
0,7 | ±1,6 | ±2,1 | ±1,2 | ±1,8 | ±0,9 | ±1,6 | ±0,9 | ±1,6 | |
0,5 | ±1,5 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,9 | ±0,8 | ±1,7 | ±0,8 | ±1,7 | |
5-7, 9-12 | 0,9 | не норм. | не норм. | ±6,5 | ±7,1 | ±3,6 | ±4,6 | ±2,8 | ±3,9 |
0,8 | не норм. | не норм. | ±4,6 | ±5,3 | ±2,6 | ±3,7 | ±2,1 | ±3,4 | |
0,7 | не норм. | не норм. | ±3,7 | ±4,5 | ±2,2 | ±3,4 | ±1,8 | ±3,2 | |
0,5 | не норм. | не норм. | ±2,8 | ±3,8 | ±1,8 | ±3,1 | ±1,5 | ±3,0 | |
8, 13 | 0,9 | не норм. | не норм. | ±6,4 | ±7,0 | ±3,3 | ±4,3 | ±2,4 | ±3,7 |
0,8 | не норм. | не норм. | ±4,4 | ±5,2 | ±2,4 | ±3,6 | ±1,8 | ±3,2 | |
0,7 | не норм. | не норм. | ±3,6 | ±4,4 | ±2,0 | ±3,3 | ±1,6 | ±3,1 |
Примечание:
5c,q - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и мощности;
5q - границы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ_
Примечание к таблицам 3, 4:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для интервала интегрирования 30 мин.
2. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики | Значение |
1 | 2 |
Количество ИК | 13 |
Периодичность сбора результатов измерений и журналов событий | |
(функция автоматизирована), сут, не реже | 1 |
Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ: | |
- напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
- сила тока, % от 1ном | от 100 до 120 |
- коэффициент мощности cos ф | от 0,8 до 1 |
- частота, Гц | 50 |
- температура окружающей среды, °С: | |
- для счетчиков | от +20 до +25 |
- для других компонентов | от +20 до +25 |
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: | |
напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
сила тока, % от 1ном: | |
- для ИК №№ 1-4 | от 1 до 120 |
- для ИК №№ 5-13 | от 5 до 120 |
коэффициент мощности cos ф | от 0,5 до 1 |
частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С: | |
- для ТТ и ТН | от -40 до +70 |
- для счетчиков | от +8 до +38 |
- для УСПД и серверов | от +10 до +35 |
Надежность применяемых в системе компонентов: | |
счетчики: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
счетчики СЭТ-4ТМ.03М | 165000 |
счетчики СЭТ-4ТМ.03 | 90000 |
счетчики EM 720 | 92000 |
счетчики SATEC EM133/EM132/EM131 (мод. ЕМ133) | 160000 |
УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70 | 70000 |
- время восстановления работоспособности, сут, не более | 3 |
серверы: | |
- коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165974 |
- время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
1 | 2 |
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее: счетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М счетчики ExpertMeter 720 (EM 720) счетчики SATEC EM133/EM132/EM131 (мод. ЕМ133) УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70 - при отключении питания, лет, не менее счетчики СЭТ-4ТМ.03 счетчики СЭТ-4ТМ.03М счетчики EM 720 счетчики SATEC EM133/EM132/EM131 (мод. ЕМ133) УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70 сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113 365 180 45 3 40 20 не ограничен 3 3,5 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ не превышает, с | ±5 |
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа обеспечена следующими мерами:
- 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, серверах, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК и ИВКЭ посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
В журнале событий счетчика фиксируются следующие события:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электропитания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
В журнале событий ИВКЭ и ИВК фиксируются следующие события:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факты и величина коррекции времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные из счетчиков журналы событий.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом цифровой печати.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
Наименование | Обозначение | Количество |
Трансформатор тока | Т-0,66 | 3 шт. |
Трансформатор тока | ТВГ-110 | 3 шт. |
Трансформатор тока | ТВГ-УЭТМ® (мод. ТВГ-УЭТМ®-110) | 9 шт. |
Трансформатор тока | ТКЛМ-05Т3 | 3 шт. |
Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2 шт. |
Трансформатор тока | ТПШЛ-10 | 12 шт. |
Трансформатор напряжения | VCU (мод. VCU-123) | 9 шт. |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 5 шт. |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 шт. |
Трансформатор напряжения | НДКМ (мод. НКДМ-110) | 3 шт. |
Счетчик многофункциональный и анализатор качества электрической энергии | ExpertMeter 720 (EM 720) | 7 шт. |
Счетчик многофункциональный для измерения показателей качества и учета электрической энергии | SATEC EM133/EM132/EM131 (мод. ЕМ133) | 2 шт. |
Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 3 шт. |
Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 1 шт. |
УСПД (контроллер сетевой универсальный) | СИКОН С70 | 1 шт. |
Сервер АИИС КУЭ (осн. и рез.) | Cервер совместимый с платформой х86 | 2 шт. |
NTP-сервер | Метроном-200 | 1 шт. |
Прикладное ПО на серверах | ПК «Энергосфера» | 2 компл. |
Паспорт-формуляр | ГДАР.411711.137-02/2 ПФ | 1 экз. |
осуществляется в соответствии с документом МИ 3000-2018 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 28.02.2018 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики ExpertMeter 720 (EM 720) - по методике поверки МП 39235-08, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;
- счетчики SATEC EM133/EM132/EM131 - по методике поверки МП 49923-12, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» 22.01.2012;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;
- контроллер сетевой универсальный СИКОН С70 - по методике поверки ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (рег. № 27008-04).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Методы измерений приведены в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Уфаоргсинтез». Методика измерений. ГДАР.411711.137-02/2 МВИ».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Уфаоргсинтез»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем Основные положения