49271-12: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Владимирские коммунальные системы" (ГТП Собинка)

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО ┌Владимирские коммунальные системы√ (ГТП Собинка) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения календарного времени, интервалов времени, активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Основные данные
Госреестр № 49271-12
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Владимирские коммунальные системы" (ГТП Собинка)
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2012
Методика поверки МП 49271-12
Межповерочный интервал 4 года
Страна-производитель  Россия 
Центр сертификации СИ
Наименование ГЦИ СИ Курского ЦСМ
Адрес 305029, г.Курск, Южный пер., 6А
Руководитель Мягченко Владимир Александрович
Телефон (8*071*22) 2-23-76
Факс 2-23-76, 33-21-27
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 45772
Тип сертификата (На серию или на партию) Е
Дата протокола Приказ 160 от 19.03.12 п.01
Производитель / Заявитель

ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир

 Россия 

600026, ул.Лакина, 8, а/я 14 Тел/факс (4922) 34-09-40, 33-67-66, 33-79-60, www.sicon.ru, E-mail: st@sicon.ru

Скачать

49271-12: Описание типа СИ
569.8 КБ Скачать

Применение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Собинка) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения календарного времени, интервалов времени, активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Подробное описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05 по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206 соответственно, в режиме измерений активной электроэнергии; по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035 соответственно 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-ой    уровень - устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (далее -УСПД) и каналообразующая аппаратура.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№ 136), сервер сбора данных ЦСОИ ОАО «Владимирские коммунальные системы», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (№101), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

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.

Для измерительных каналов (ИК) № 1-9 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД СИКОН С70, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение изме-

Лист № 2 Всего листов 13

рительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для ИК № 10-21 цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК «ИКМ-Пирамида», установленный в ЦСОИ ОАО «Владимирские коммунальные системы», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-1, синхронизирующих собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ. Погрешность синхронизации не более ±0,5 с. Время ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизировано со временем УСВ-1 (Зав. №101), синхронизация осуществляется не реже чем один раз в час, вне зависимости от наличия расхождении.

Для ИК № 1-9 время УСПД синхронизировано с временем ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение времени сервера сбора данных и УСПД осуществляется каждый сеанс связи, синхронизация осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков со временем УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем УСПД ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Для ИК №10-21 сличение времени счетчиков со временем ИВК «ИКМ-Пирамида» производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени на счетчиках осуществляется вне зависимости от расхождения времени (порог синхронизации -0 с), но не чаще 1 раза в сутки.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

ПО

В АИИС КУЭ ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Собинка) используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c

83f7b0f6d4a132f

MD5

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

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

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

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055

bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3

215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2 3 ecd814c4eb7ca09

MD5

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28

84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

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.

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 — Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Но

мер

точ

ки

изме

ре

ний

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

(ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС «Собинка»

1

ПС «Собинка»,

СШ 10 кВ, 1СШ, яч.ф.1001

ТЛМ-10 100/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 0035 Зав. № 0007

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 669

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0102074460

СИКОН С70 Зав. № 04287

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,1

2

ПС «Собинка»,

СШ 10 кВ, 2СШ, яч.ф.1006

ТЛМ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 5950 Зав. № 4528

НТМИ-10-

66

10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3282

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0102074442

актив

ная

реак

тивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

3

ПС «Собинка»,

СШ 10 кВ, 2СШ, яч.ф.1008

ТЛМ-10 150/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 4554 Зав. № 4939

НТМИ-10-

66

10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3282

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0102074453

актив

ная

реак

тивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

4

ПС «Собинка»,

СШ 10 кВ, 1СШ, яч.ф.1015

ТЛМ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 0896 Зав. № 5815

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 669

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0102074499

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС «Ундол»

5

ПС «Ундол», СШ 10 кВ, 1СШ, яч.ф.101

ТПЛ-10с 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 1482 Зав. № 1481

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 68740 Зав. № 68743

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0102072980

СИКОН С70 Зав. № 04286

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,1

6

ПС «Ундол», СШ 10 кВ, 2СШ, яч.ф.102

ТПЛ-10с 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. №

08291000000 06

Зав. №

08291000001 03

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 68740 Зав. № 68743

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0102074434

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,1

7

ПС «Ундол», СШ 10 кВ, 2СШ, яч.ф.103

ТПЛ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 56771 Зав. № 57287

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 68740 Зав. № 68743

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0103070716

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,1

8

ПС «Ундол», СШ 10 кВ, 1СШ, яч.ф.105

ТПЛ-10

400/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 32807 Зав. № 52806

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 68740 Зав. № 68743

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0103071785

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,1

9

ПС «Ундол», СШ 10 кВ, 3СШ, яч.ф.125

ТОЛ-10-I

300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 1687 Зав. № 1287

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 483

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0105080704

актив

ная

реак

тивная

±0,9

±2,3

±2,9

±4,5

ТП-30

10

ТП-30, РУ-0,4 кВ ввод трансформатора

ТШП-0,66 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 8115036 Зав. № 8115961 Зав. № 8115018

ПСЧ-4ТМ.05.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0311072500

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№13 6

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП-24

11

ТП-24, РУ-0,4 кВ ввод трансформатора

ТТИ-30 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 18057 Зав. № 18668 Зав. № 18645

ПСЧ-4ТМ.05.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0308071873

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№13 6

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,1

ТП-25

12

ТП-25, РУ-0,4 кВ ввод трансформатора

ТШП-0,66 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 8116779 Зав. № 8116829 Зав. № 8116841

ПСЧ-4ТМ.05.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0308072032

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№13 6

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,1

ТП-68

13

ТП-68, РУ-0,4 кВ ввод трансформатора

ТОП-0,66 100/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 9041129 Зав. №

9041127 Зав. №

9041128

ПСЧ-4ТМ.05.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0308072178

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№13 6

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,4

±3,3

±6,1

ПС «Лакино»

14

ПС «Лаки-на», СШ 10 кВ, 2СШ яч.ф.1026

ТЛМ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 4100 Зав. № 0008

НАМИТ-10-2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 0839

ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0308072706

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№13 6

актив

ная

реак

тивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

ТП-39

15

ТП-39, РУ-10 кВ, яч.ф. «Со-бинский РРЭС»

ТПОЛ-10

600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 23291 Зав. № 23290 Зав. № 22950

ЗНОЛП-10

10000/V3:

100/V3

Кл.т. 0,5 Зав. № 1018091 Зав. № 1008209 Зав. № 1008189

ПСЧ-

4ТМ.05М.1

2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0608111634

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№13 6

актив

ная

реак

тивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП

[-52(768)

16

ТП-52(768), РУ-0,4 кВ ввод трансформатора Т1

ТТИ-40 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № А30040 Зав. № А30043 Зав. № А30059

ПСЧ-

4ТМ.05М.1

6

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0608113752

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№13 6

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,3

17

ТП-52(768), РУ-0,4 кВ ввод трансформатора Т2

ТТИ-40 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № А29889 Зав. № А30067 Зав. № А29904

ПСЧ-

4ТМ.05М.1

6

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0608113808

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№13 6

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,3

ТП

[-21(774)

18

ТП-21(774), РУ-0,4 кВ ввод трансформатора

ТТИ-40 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № А30070 Зав. № А30050 Зав. № А30055

ПСЧ-

4ТМ.05М.1

6

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0609110140

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№13 6

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,3

ТП

[-22(775)

19

ТП-22(775), РУ-0,4 кВ ввод трансформатора

ТТИ-40 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № А29256 Зав. № А30071 Зав. № А29258

ПСЧ-

4ТМ.05М.1

6

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0608111649

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№13 6

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,3

ТП

[-23(776)

20

ТП-23(776), РУ-0,4 кВ ввод трансформатора

ТТИ-40 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № А29236 Зав. № А29260 Зав. № А29240

ПСЧ-4ТМ.05.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0306084871

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№13 6

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП

[-43(777)

21

ТП-43(777), РУ-0,4 кВ ввод трансформатора

ТТИ-40 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № А29257 Зав. № А29233 Зав. № А29242

ПСЧ-

4ТМ.05М.1

6

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0608110168

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№13 6

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,3

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 (0,98 - 1,02) ин; ток (1,0 - 1,2) !н; cosj = 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; cosj = 0,9 инд.;

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 -

1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50°С; счетчиков - от минус 40 °С до + 60 °С; УСПД - от минус 10 °С до + 50 °С; ИВК - от + 10 °С до + 25 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

6.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -15 °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, ГОСТ 30206, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 524252005, ГОСТ 26035.

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. Допускается замена УСПД и УСВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником оборудования порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

-    счетчик ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

-    счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов,

среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

-    УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    УСВ-1 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (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 менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 3 года;

-    Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Собинка) типографским способом.

Комплект

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 4. Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество

Трансформатор тока ТЛМ-10 (Госреестр №2473-05)

10 шт.

Трансформатор тока ТПОЛ-10 (Госреестр №1261-08)

3 шт.

Трансформатор тока ТПЛ-10с (Госреестр №29390-05)

4 шт.

Трансформатор тока ТПЛ-10 (Госреестр №1276-59)

4 шт.

Трансформатор тока ТОЛ-10-I (Госреестр №15128-07)

2 шт.

Трансформатор тока ТШП-0,66 (Госреестр №15173-06)

6 шт.

Трансформатор тока ТТИ-30 (Госреестр №28139-07)

3 шт.

Трансформатор тока ТТИ-40 (Госреестр №28139-07)

18 шт.

Трансформатор тока ТОП-0,66 (Госреестр №15174-06)

3 шт.

Трансформатор напряжения НАМИ-10 (Госреестр №11094-87)

4 шт.

Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 (Госреестр №18178-99)

1 шт.

Трансформатор напряжения ЗНОЛП-10 (Госреестр №23544-07)

3 шт.

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 (Госреестр №831-69)

1 шт.

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03.01 (Г осреестр №27524-04)

8 шт.

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр №27524-04)

1 шт.

Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05 (Госреестр №27779-04)

6 шт.

Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М (Госреестр №36355-07)

6 шт.

Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Госреестр №28822-05)

2 шт.

ИВК «ИКМ-Пирамида» (Госреестр №45270-10)

1 шт.

Устройство синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр №28716-05)

1 шт.

Методика поверки

1 шт.

Формуляр

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Информация о поверке

осуществляется по документу МП 49271-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Собинка). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в феврале 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";

•    СЭТ-4ТМ.03- по методике поверки - ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ;

Лист № 12 Всего листов 13

•    ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126РЭ;

•    ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ;

•    Устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»;

•    ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1»;

•    УСВ-1 - по документу ИВК «Усройства синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП»;

•    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.

Методы измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Собинка)».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Собинка)

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 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".

Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Собинка).

Рекомендации

Осуществление торговли и товарообменных операций.