Приложение к свидетельству № 42465
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для
измеренияактивнойиреактивнойэлектроэнергииимощности,атакжедля
автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображенияинформации. Выходные
данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
·
Автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной
электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;
·
периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и/или по запросу автоматический
сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и
результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета
(30 мин);
·
автоматическое хранение результатов измерений в специализированной базе
данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации
(резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
·
передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные
рабочие места (АРМы);
·
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений,
данных о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций - участников
оптового рынка электроэнергии;
·
обеспечение защиты оборудования, программного обеспеченияи данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка
паролей, пломб и т.п.);
·
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных
средств АИИС КУЭ;
·
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
·
ведение системы обеспечения единого времени в АИИС КУЭ (коррекция
времени).
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую систему,
которая состоит из измерительных каналов (далее – ИК),измерительно-вычислительного
комплекса электроустановки (далее – ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса
(ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ). АИИС КУЭ реализуется на
ООО «ТНК-Уват» территориально расположенного в Тюменской области, Кальчинское
месторождение
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Уровень ИК, включающий измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) класса
точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН) класса
точности 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии типа
СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и
лист № 2
всего листов 12
класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 (в части реактивной электроэнергии), типа
СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности 0,2S по ГОСТ 30206 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по
ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах, указанных в
таблице 1 (7 измерительных каналов), а также вторичные электрические цепи и технические
средства каналов передачи данных
Уровень ИВКЭ – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС
КУЭ, созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее – УСПД) типа МИР
УСПД-01 (Госреестр СИ РФ № 27420-08, зав. № 1008453,), технических средств приема-
передачи данных и автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера.
Уровень ИВК – информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ с системой
обеспечения единого времени, созданный на основе сервера базы данных (далее – сервер БД),
автоматизированного рабочего места оператора (далее – АРМ), устройства синхронизации
системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-01 (Госреестр СИ РФ № 27008-04, зав.
№ 17724) и технических средств приема-передачи данных.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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 по проводным линиям связи поступает на
входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление
электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется
ее хранение, накопление и передача накопленных данных на уровень ИВК по основному и
резервному каналу связи: канал GSM-сети, образованный GSM-модемами Cinterion ТС65.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка
измерительнойинформации,вчастности,формированиеихранениепоступающей
информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в
организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по
выделенной линии провайдера Internet-услуг (основной канал) и с помощью GSM-модема через
Internet-сеть (резервный канал).
Программное обеспечение (далее – ПО) АИИС КУЭ на базе Программного комплекса
(далее – ПК) УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ функционирует на нескольких уровнях:
·
программное обеспечение счетчика;
·
программное обеспечение УСПД;
·
программное обеспечение АРМ;
·
программное обеспечение сервера БД.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных,
получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в
удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО
обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.
Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, состоящей из устройства
синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-01, предназначенных для приема
сигналов GPS и выдачи последовательного импульсного временного кода; пределы
лист № 3
всего листов 12
допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале
координированного времени составляют ± 1 мкс. Время сервера БД синхронизировано со
временем радиочасов МИР РЧ-01, сличение ежесекундное. Время УСПД синхронизировано со
временем сервера БД, корректировка осуществляется каждые 10 мин, корректировка времени
УСПД осуществляется при расхождении времени УСПД и сервера БД на
±
1 с. Сличение
времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков
производится при расхождении со временем УСПД на ± 2 с. Погрешность системного времени не
превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий
корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «ТНК-Уват» используется программный комплекс (ПК) УЧЕТ
ЭНЕРГОРЕСУРСОВ версии 1.9.6от 05.05.2011 г., в состав которого входят программы,
указанные в таблице 4. ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ обеспечивает защиту программного
обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.
Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое
программными средствами ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.
Таблица 4 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование
ПО
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
(идентификац
ионный
номер) ПО
Алгоритм
цифрового
идентифик
атора ПО
Сервер тревог
1.0.0.20
md5
Сервер тревог
2.0.0.135
md5
SCADA МИР
1.1.1.11
md5
SCADA МИР
1.1.1.3
md5
SCADA МИР
Aristo\aristo.exe
1.0.0.3
md5
AuthServer\AuthCnfg.dll
2.1.0.5
md5
2.0.0.2
md5
3.0.0.24
md5
ControlCenter\starter.exe
2.2.0.3
md5
EnergyRes\Account.exe
1.0.2.45
md5
Цифровой
идентификатор ПО
(контрольная
сумма исполняе-
мого кода)
1
3
5
2
AlarmServer\AlarmCfg.d
ll
AlarmServer\AlarmSrv.e
xe
AlarmViewer\AlarmVie
w.ocx
AlarmViewer\AlarmWor
ker3.exe
AuthServer\AuthServ.ex
e
ControlCenter\starter\star
ter.exe
Сервер
авторизации
Сервер
авторизации
Центр
управления
Центр
управления
Учет
энергоресурсов
4
cbc933f3bd0759ea8
1c5c2c7b141494b
1261158448b358ba
30575cb9af093d01
80ceb45e6905957f0
4e48b14a3aff189
7f64ce2d191377ed5
bdff0f2614effe7
3c1842a7d039715aa
4425d8bee980d5e
b0fc2c20b022ef19f
286ebd23f11188c
1adfcc25983d8f7d2
7281202788c2a58
9557550f139f83c83
79d9af1e621b06d
cd862ab01c17837be
710c3d97675e9be
2b0657f3ba2a22a69
385054418816eeb
лист № 4
всего листов 12
EnergyRes\AppConf.dll
1.9.6.203
md5
EnergyRes\AppServ.dll
1.9.6.604
md5
EnergyRes\AutoUpd.exe
1.9.6.82
md5
1.0.3.23
md5
1.1.3.26
md5
EnergyRes\ImpExpXML
.dll
1.9.5.103
5b912ed844823b3d
84df7ea9927615bb
md5
EnergyRes\MirImpExp.e
xe
2.3.1.680
e94e66d3bf87cb9fcf
6fce887ecaa21a
md5
EnergyRes\ReplSvc.exe
1.9.6.98
md5
EnergyRes\Reports2.exe
2.6.6.474
md5
EnergyRes\ScktSrvr.exe
md5
EnergyRes\SPECIFICN
ORM.DLL
1.0.0.136
2e745db88622923c
a4dfad8c5788a644
md5
1.9.5.26
md5
GPSServer\GPSCnfg.dll
1.0.0.2
0db7f9859e3e4e6b2
362aae9a5106fe8
md5
GPSServer\GPSService.e
xe
1.0.0.2
b323e928abcc5ae1c
e623c158f22be7c
md5
GPSServer\MonitorGPS.
exe
1.0.0.2
ae547ea3f11465a08
8e4a1ee079ff7cb
md5
OPCServerV30\MirDrv.
dll
2.2.2.165
0617b42b1d80b202
6e19362ade8d75dd
md5
OPCServerV30\Plugins\
EChannel.dll
2.0.0.0
82cb2bd92be53e4ea
6229a6b0584444f
md5
OPCServerV30\Plugins\
MeterGroup.dll
1.3.0.0
5bfef9aaf5323f020d
d224a1ef33530e
md5
2
3
5
EnergyRes\CENTERSB
OR.exe
EnergyRes\EnergyAdmi
n.exe
4
74c5eaeee347bf578
a5d9824a7fa56b0
fbf3ff747d99271dd
8c20ae2b51227f5
f267815eef50f98afb
8b64eb92d8c741
393aecc08419539e1
f7e9e72cbca42b3
6e9cc64ec1e94f724
bb0e9ab2691579b
11.1.2902.1049
2
dbe5ee63580e67ffc
945be3a282a248a
824362b68e9a45c6
73e38abf3a9dbf3d
afde45c0f793a25ffe
bafb5895c9cd30
EnergyRes\WatchDog.ex
e
a04fcb867577a8e9a
321f6188bb67351
1
Учет
энергоресурсов
Учет
энергоресурсов
Учет
энергоресурсов
Учет
энергоресурсов
Учет
энергоресурсов
Модуль
импорта-
экспорта
Модуль
импорта-
экспорта
Учет
энергоресурсов
Учет
энергоресурсов
Borland Socket
Server
Модуль
РАСЧЕТ
УДЕЛЬНЫХ
НОРМ
Учет
энергоресурсов
ПК Центр
синхронизации
времени
ПК Центр
синхронизации
времени
ПК Центр
синхронизации
времени
Библиотека
драйверов ТМ
ОМЬ
Библиотека
драйверов
"Канал счет-
чика электро-
энергии"
Библиотека
драйверов
"Группа
счетчиков"
лист № 5
всего листов 12
OPCServerV30\Plugins\
SchElectric.dll
4.1.0.6
27f771abce660458d
e337cf8c69bbe54
md5
3.1.0.27
md5
2
3
4
5
1
Библиотека
драйверов
"Счетчики
электрические"
Программа
СЕРВЕР ОМЬ
OPCServerV30\ServerO
m3.exe
56cae78c7af9b8679
6671e950e22b823
·
ПО внесено в Госреестр СИ РФ в составе системы автоматизированной
информационно-измерительнойкомплексногоучетаэнергоресурсовМИР,
№ 36357-07;
·
ПределдопускаемойдополнительнойабсолютнойпогрешностиПКУЧЕТ
ЭНЕРГОРЕСУРСОВ, получаемой за счет математической обработки измерительной
информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного)
значения;
·
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и
способов организации измерительных каналов ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ;
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – уровень «С».
Метрологические и технические характеристики
Вид
электро-
энергии
1
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав.№
0806100987
2
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав.№
0806100767
Активная,
реактивная
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в
таблицах 1-3
Таблица 1 – Состав измерительных каналов
Состав измерительного канала
Номер точки
измерений и
наименование
объекта
ТТТНСчетчикУСПД
1
5
6
7
Кл. т. 0,5
Зав.№ 603
Зав.№ 323
Зав.№ 451
Зав.№ 523
Кл. т. 0,5
Зав.№ 603
Зав.№ 323
Зав.№ 451
Зав.№ 523
234
НКФ-110-83
ПС 110/10 кВТФЗМ 110Б-IV
110000:√3/100:√3
«Юровская» 600/5
ОРУ-110 кВ., IКл. т. 0,5
с.ш., фидер ВЛ- Зав.№ 9799
110 кВЗав.№ 9371
«Демьянская-1» Зав.№ 9305
З
а
в.№
320
Зав.№ 340
НКФ-110-83
ПС 110/10 кВТФЗМ 110Б-IV
110000:√3/100:√3
«Юровская»600/5
ОРУ-110 кВ., I Кл. т. 0,5
с.ш., фидер ВЛ- Зав.№
9699
110 кВ «Горная-Зав.№ 9792
1» Зав.№
9589
Зав.№ 320
Зав.№ 340
УСПД
МИР
УСПД-01
Зав.№
1008453
лист № 6
всего листов 12
6
7
5
4
3
Активная,
реактивная
1
6
7
Кл. т. 0,5
Зав.№ 523
Зав.№ 320
Зав.№ 340
Зав.№ 603
Кл. т. 0,5
Зав.№ 523
Зав.№ 320
Зав.№ 340
Зав.№ 603
ТФЗМ 110Б-IV
«Юровская»Зав.№ 523
Зав.№ 323
2345
НКФ-110-83
ПС 110/10 кВТФЗМ 110Б-IV
110000:√3/100:√3
«Юровская»600/5СЭТ-4ТМ.03М
ОРУ-110 кВ., II Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,2S/0,5
с.ш., фидер ВЛ- Зав.№ 12986 Зав.№
110 кВЗав.№ 130120806100958
«Демьянская-2»Зав.№ 13018
З
а
в.№
323
Зав.№ 451
НКФ-110-83
ПС 110/10 кВТФЗМ 110Б-IV
110000:√3/100:√3
«Юровская»600/5СЭТ-4ТМ.03М
ОРУ-110 кВ., II Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,2S/0,5
с.ш., фидер ВЛ- Зав.№ 12951 Зав.№
110 кВ «Горная-Зав.№ 129770806100944
2»Зав.№ 63077
З
а
в.№
323
Зав.№ 451
НКФ-110-83
110000:√3/100:√3
ПС 110/10 кВ
600/5
Кл. т. 0,5
С
Э
Т-4ТМ.03М
ОРУ-110 к
В
., I
Кл. т. 0,5
З
а
в.№
320
Кл. т. 0,2S/0,5
и II с.ш., фидер Зав.№ 340
ВЛ-110 кВ «ОВ»
Зав.№
9408
Зав.№ 603
Зав.№ 9358Зав.№
Зав.№ 97900806102539
Зав.№ 451
НАМИ-10
ПС 110/10 кВТОЛ-1010000/100
«Юровская»50/5Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03 01
ЗРУ-10 кВ., I Кл. т. 0,5 Зав.№ 4070 Кл. т. 0,2S/0,5
с.ш., ячейка 15, Зав.№ 3013 НАМИТ-10-2 Зав.№
фидер-10000/100104083117
«Солянка» Зав.№ 3441А Кл. т. 0,5
Зав.№ 0578
НАМИ-10
ПС 110/10 кВТОЛ-1010000/100
«Юровская»50/5Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03 01
ЗРУ-10 кВ., I Кл. т. 0,5 Зав.№ 4070 Кл. т. 0,2S/0,5
с.ш., ячейка 11, Зав.№ 18.151 НАМИТ-10-2 Зав.№
фидер-10000/100104083173
«Першино» Зав.№ 85770 Кл. т. 0,5
Зав.№ 0578
УСПД
МИР
УСПД-01
Зав.№
1008453
лист № 7
всего листов 12
Таблица 2 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества
учтённой активной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:
Погрешность ИК в рабочих
Номер ИК
1
0,2 н
1
1
I
1
1
1 2Iн
1
1
0,2 н
1
Iн
н
£
I
1
1
Основная погрешность ИК, ±%
у
с
л
ов
и
ях
э
кспл
уа
тац
и
и, ±%
диапазонcos
f
= cos
f
= cos
f
= cos
f
= cos
f
= cos
f
= cos
f
= cos
f
=
тока 1,0 0,87 0,8 0,5 1,0 0,87 0,8 0,5
0,05Iн
I
£
I
1
<
1,8 2,4 2,8 5,4 1,9 2,6 2,9 5,5
1, 2, 6,7, 5
0,2Iн
н
£
I
1
<
1,1 1,4 1,6 2,9 1,2 1,6 1,8 3,1
Iн
,
£
I
1
£
0,9 1,1 1,2 2,2 1,1 1,3 1,4 2,4
0,05Iн
I
£
I
1
<
1,82,42,85,41,92,62,95,5
4, 3
0,2Iн
1
£
I
1
<
1,11,41,62,91,21,61,83,1
1
I
1,2Iн
1
£
0,91,11,22,21,11,31,42,4
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества
учтённой реактивной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:
ИК, ±%
Погрешность ИК в
диапазон тока
cos
f
= 0,5
(sin
f
=
0,87)
0,2Iн
1
0,2 н
1
4, 3
Основная погрешность
р
а
боч
и
х
у
с
лов
и
ях
эксплуатации, ±%
Номер ИК
cos
f
= cos
f
=cos
f
=cos
f
= cos
f
=
0,870,8 0,5 0,870,8
(sin
f
= (sin
f
= (sin
f
= (sin
f
= (sin
f
=
0,5) 0,6) 0,87) 0,5) 0,6)
0,05Iн
1
£
I
1
<
5,64,42,56,04,93,1
1, 2, 6,7, 5
0,2Iн
1
£
I
1
1
< Iн
1
3,02,41,53,73,22,3
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
2,3 1,9 1,2 3,2 2,8 2,1
0,05Iн
I
£
I
1
<
5,6 4,4 2,6 5,8 4,7 2,9
0,2Iн
1
£
I
1
< Iн
1
3,0 2,4 1,5 3,2 2,6 1,8
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
2,3 1,8 1,2 2,5 2,1 1,6
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. Нормальные условия:
·
параметры сети: диапазон напряжения (0,98
¸
1,02) Uном; диапазон силы тока (1
¸
1,2)
Iном, коэффициент мощности cos
f
(sin
f
) = 0,87 (0,5) инд.; ); частота (50
±
0,15) Гц;
лист № 8
всего листов 12
·
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от – 40 ˚С до + 50 ˚С; счетчиков - от
+ 18 ˚С до + 25 ˚С; ИВКЭ - от + 10 ˚С до + 30 ˚С; ИВК - от + 10 ˚С до + 30 ˚С;
·
магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
·
параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9
¸
1,1) Uном; диапазон силы
первичного тока (0,05
¸
1,2) Iном
1
; коэффициент мощности cos
f
(sin
f
) - 0,5 ÷ 1,0(0,5 ÷
0,87); частота - (50
±
0,4) Гц;
·
температура окружающего воздуха - от – 40 ˚С до + 50 ˚С.
Для электросчетчиков:
·
. параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)Uн
2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,05 ÷ 1,2)Iн
2
; коэффициент мощности cos
f
(sin
f
) - 0,5 ÷ 1,0(0,5 ÷ 0,87);
частота - (50
±
0,4) Гц;
·
температура окружающего воздуха - от – 10 ˚С до + 40 ˚С;
·
магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
·
параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
·
температура окружающего воздуха - от + 10 ˚С до + 35 ˚С.
·
относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
·
атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики
электроэнергии по ГОСТ Р 52323-05 и ГОСТ 30206 в режиме измерения активной
электроэнергии и ГОСТ Р 52425-05 и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электро-
энергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6
Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.
Надежность применяемых в системе компонентов:
·
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746, определены средний срок
службы и средняя наработка на отказ;
·
электросчетчик типа
СЭТ-4ТМ.03М
– среднее время наработки на отказ не менее
Т
0
= 140000 ч., время восстановления работоспособности Tв=2 ч.;
·
электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.03 01 – среднее время наработки на отказ не менее
Т0= 90000 ч., время восстановления работоспособности Tв=2 ч.;
·
устройство сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01 – среднее время наработки
на отказ не менее Т0 = 75 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Tв
= 2 ч.;
·
сервер - среднее время наработки на отказ Т = 146199 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 12 ч.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
К
Г_АИИС
= 0,99998 – коэффициент готовности;
Т
О_ИК (АИИС)
= 3522 ч. – среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
·
Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих
требованиям IEC – Стандартов;
·
Стойкость к электромагнитным воздействиям;
лист № 9
всего листов 12
·
Ремонтопригодность;
·
Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
·
Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;
·
Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
·
журнал событий счетчика:
−
параметрирование;
−
пропадание напряжения;
−
коррекция времени в счетчике.
·
журнал событий ИВКЭ:
−
параметрирование;
−
пропадание напряжения;
−
коррекция времени в УСПД.
·
журнал событий ИВК:
−
даты начала регистрации измерений;
−
перерывы электропитания;
−
программные и аппаратные перезапуски;
−
установка и корректировка времени;
−
переход на летнее/зимнее время;
−
нарушение защиты ИВК;
− отсутствие/довосстановлениеданныхсуказаниемточкиизмеренийи
соответствующего интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:
·
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
−
электросчетчиков;
−
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
−
испытательных коробок;
−
УСПД;
−
сервера БД;
·
защита информации на программном уровне:
−
результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи);
−
установка пароля на счетчик;
−
установка пароля на промконтроллер (УСПД);
−
установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
·
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях – не
менее 30 дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
·
ИВКЭ – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу – не менее 35
дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
·
ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений
– не менее 3,5 лет.
лист № 10
всего листов 12
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ООО «ТНК-Уват» определяется проектной документацией
на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующиесредстваизмерений.КомплектностьАИИСКУЭООО«ТНК-Уват»
представлена в таблице 4.
Таблица 4
Наименование
Измерительный трансформатор тока типа ТФЗМ 110Б-IV
Измерительный трансформатор тока типа ТОЛ-10
Измерительный трансформатор напряжения типа НКФ-110-83
Измерительный трансформатор напряжения типа НТМИ-10
Измерительный трансформатор напряжения типа
НАМИТ-10-2
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03.01
Устройство сбора и передачи данных типа МИР УСПД-1
Устройство синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-01
Сервер сбора данных
Сервер баз данных
ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ
(ИВК)
Методика поверки
Руководство по эксплуатации
Формуляр
Количество
5 шт.
2 шт.
6 шт.
1 шт.
1 шт.
5 шт.
2 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват». Методика поверки»,
утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2010 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
−
ТТ – по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства
измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
−
ТН – по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения
6√3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005
«Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки
на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-88
«Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы
напряжения. Методика поверки»;
−
Счетчики типа СЭТ-4ТМ.03.М. – в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.145РЭ1,являющейсяприложениемкруководствупо
эксплуатацииИЛГШ.411152.145РЭ. Методикаповерки согласована с
руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
−
Счетчики типа СЭТ-4ТМ.03.01. – в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.124РЭ1,являющейсяприложениемкруководствупо
эксплуатацииИЛГШ.411152.124РЭ. Методикаповерки согласована с
руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
лист № 11
всего листов 12
−
Устройства сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01 – по методике поверки,
изложенной в разделе 10 документа «Устройства сбора и передачи данных МИР
УСПД-01. Руководство по эксплуатации», согласованной с ГЦИ СИ «ВНИИМС» в
декабре 2008 года;
−
Радиочасы МИР РЧ-01 - по методике поверки М01.063.00.000 РЭ, раздел 8.
−
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре
средств измерений № 27008-04;
−
Переносной компьютер с ПОи оптический преобразовательдля работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методиках (методах) измерений
поэксплуатации
коммерческого учета
на систему
электроэнергии
Изложенывдокументе«Руководство
автоматизированную информационно-измерительную
(АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «ТНК-Уват»
1.ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
2.ГОСТ 1983 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3.ГОСТ 7746 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4.ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин.
Общие технические условия».
5.ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратурадляизмеренияэлектрическойэнергии
переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной
энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
6. ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратурадляизмеренияэлектрическойэнергии
переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики
реактивной энергии».
7.ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного
тока (классы точности 0,2S и 0,5S)
8.ГОСТ26035-83«Счетчикиэлектрическойэнергиипеременноготока
электронные. Общие технические условия».
9. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель:
Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное объединение
«МИР» (ООО «НПО «МИР»)
644105, Россия, г. Омск, ул. Успешная, 51,
Тел. (381-2) 26-45-02, факс (381-2) 61-81-70
лист № 12
всего листов 12
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Сервис-Метрология» (ООО «Сервис-
Метрология»)
Юридический адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 1-2-3
Почтовый адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 25-35
Тел. (499) 755-63-32
Испытательный центр:
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495)437-55-77
Аттестат аккредитации № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииВ.Н. Крутиков
М.п.«____»_____________2011 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.