Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Абаканвагонмаш " Нет данных, ГРСИ 49635-12
Номер госреестра:
49635-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Абаканвагонмаш "
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 46183
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии ОАО «Абаканвагонмаш»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Абаканвагонмаш» (далее по тексту - АИИС КУЭ) пред-
назначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автома-
тизированного коммерческого учета и контроля электроэнергии и мощности, потребляемой
ОАО «Абаканвагонмаш» и передачи этой информации в центры сбора информации:
-
АПК ОАО «АТС»;
-
филиал ОАО «СО ЕЭС» Хакасского РДУ;
-
ОАО «Хакасэнергосбыт»;
-
филиал ОАО «МРСК Сибири» - Хакасэнерго;
-
ЗАО «МАРЭМ+».
Система служит источником информации для контроля выполнения договорных обяза-
тельств между объектами ОРЭМ, а также инструментом целенаправленного управления режи-
мами электропотребления для обеспечения надежности энергоснабжения и энергосбережения.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной элек-
трической энергии и средних 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощ-
ности;
-
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с
заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
-
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных)
и от несанкционированного доступа;
-
подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML
формате и их предоставление по электронной почте по запросу от аппаратно-программного
комплекса (АПК) ОАО «АТС» или смежных организаций-участников розничного рынка элек-
трической энергии;
-
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка
паролей и т.п.);
-
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
ведение единого времени в АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ построена на базе информационно-вычислительного комплекса (ИВК)
«ИКМ-Пирамида» (Госреестр № 45270-10) и включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень — уровень информационно-измерительных комплексов (ИИК), включает
в себя 21 ИИК, каждый из которых состоит из трансформаторов тока (ТТ) класса точности 0,5
по ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-
2001 и счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М класса точно-
сти 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для
реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в табл. 2;
Лист № 2
всего листов 9
2-ой уровень — уровень информационно-вычислительного комплекса электроуста-
новки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН
С70, устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (Госреестр № 41681-10) и техни-
ческие средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
3-ий уровень — уровень ИВК, включающий в себя каналообразующую аппаратуру,
сервер базы данных (БД) на базе сервера НР ProLiant DL160 G6, УСВ-2, автоматизированное
рабочее место (АРМ) пользователей и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения
электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения актив-
ной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия,
как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Резуль-
таты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого уче-
та соотнесены с текущим московским временем.
Для ИИК 4-5, 8-10 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-
485 поступвет в УСПД. УСПД осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с уче-
том коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной трансформации и
журнала событий, передачу результатов измерений через GSM-модемы в сервер БД. Для ИИК
1-3, 6, 7, 11-21 данные со счетчиков через GSM-модемы поступают в сервер БД.
Далее сервер БД при помощи ПО осуществляет сбор, формирование и хранение посту-
пающей информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую пере-
дачу информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласо-
ванного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охва-
тывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК. Синхронизация часов ИВК и
УСПД осуществляется по часам подключенных к ним УСВ-2 каждую секунду, корректиров-
ка часов выполняется при расхождении часов ИВК и УСПД с часами УСВ-2 более чем на ±1
с. Часы УСВ-2 синхронизированы со спутниковым временем по сигналам входящего в состав
устройства ГЛОНАСС/GPS-приемника, сличение производится непрерывно, погрешность
синхронизации ±0,01 с. По часам УСПД или ИВК, в зависимости от схемы связи в измери-
тельном канале, осуществляется корректировка часов счетчиков. Сличение часов счётчиков с
часами УСПД или ИВК осуществляется один раз в 30 минут, корректировка часов счётчиков
производится 1 раз в сутки при достижении расхождения с часами УСПД или ИВК более чем
на ± 2 с.
Погрешность часов измерительных компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
ПО «Пирамида 2000» состоит из следующих сертифицированных программных про-
дуктов:
-
«Конфигуратор СЭТ-4ТМ» - программный пакет для работы со счетчиками СЭТ-
4ТМ.03М (чтение и конфигурирование);
-
«Базовый пакет программного обеспечения СИКОН С70» - для настройки сбора с
УСПД СИКОН С70;
-
«Пирамида 2000.Сервер» - программный пакет для сервера сбора данных ИВК
«ИКМ Пирамида»;
-
«Пирамида 2000.АРМ» - программный пакет для АРМ пользователей;
-
MS SQL - программный пакет для сервера БД.
ПО АИИС КУЭ обеспечивает:
-
поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети (при
необходимости);
Лист № 3
всего листов 9
Наименование программного мо-
дуля
Наименование
файла
Значение
хэш-кода
CalcClients.dll
e55712d0b1b21906
5d63da949114dae4
CalcLosses.dll
d79874d10fc2b156
a0fdc27e1ca480ac
Metrology.dll
52e28d7b608799bb
3ccea41b548d2c83
ParseBin.dll
ParseIEK.dll
48e73a9283d1e664
94521f63d00b0d9f
ParseModbus
.dll
c391d64271acf405
5bb2a4d3fe1f8f486
ParsePiramida
.dll
ecf532935ca1a3fd
3215049af1fd979f
SynchroNSI.
dll
530d9b0126f7cdc2
3ecd814c4eb7ca09
ПО
«Пирамида
2000»
20.02/2010/
С-300
VerifyTime.dll
-
функционирование системы управления базами данных (формирование базы дан-
ных, управление файлами, их поиск, поддержку);
-
формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;
-
поддержку СОЕВ;
-
решение конкретных технологических и производственных trial пользователей.
Идентификационные данные ПО приведены в табл. 1.
Таблица 1 — Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование
программного
обеспечения
Версия про-
граммного
обеспечения
Модуль вычисления значений
энергии и мощности по группам
точек учета
Модуль расчета небаланса энер-
гии/мощности
CalcLeakage. b1959ff70be1eb17
dll c83f7b0f6d4a132f
Модуль вычисления значений
энергии потерь в линиях и
трансформаторах
Общий модуль функций расчета
различных значений и проверки
точности вычислений
Модуль обработки значений фи-
зических величин, передава-
емых в бинарном протоколе
f557f885b73726132
8cd77805bd1ba7
Модуль обработки значений фи-
зических величин, передаваемых
по протоколам семейства МЭК
Модуль обработки значений фи-
зических величин, переда-
ваемых по протоколу Modbus
Модуль обработки значений фи-
зических величин, переда-
ваемых по протоколу Пирамида
Модуль формирования расчет-
ных схем и контроля целостно-
сти данных НСИ
Модуль расчета величины рас-
синхронизации и значений кор-
рекции времени
1ea5429b261fb0e28
84f5b356a1d1e75
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответст-
вии с МИ 3286-2010 - «С». Влияние ПО на метрологические характеристики измерения ак-
тивной и реактивной электроэнергии отсутствует.
Лист № 4
всего листов 9
1
Активная,
реактивная
2
Активная,
реактивная
3
Активная,
реактивная
4
Активная,
реактивная
5
Активная,
реактивная
6
Активная,
реактивная
7
Активная,
реактивная
8
Активная,
реактивная
9
Активная,
реактивная
10
Активная,
реактивная
11
Активная,
реактивная
12
Активная,
реактивная
13
Активная,
реактивная
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) точек учета электроэнергии приведен в табл. 2.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ ОАО «Абаканвагонмаш»
ИК присоединения
Состав ИИКВид
№ Наименование
Счетчик Трансформатор Трансформатор УСПД электро-
электроэнергии тока (ТТ) напряжения (ТН) энергии
1
7
ПС 110/10кВ
ГПП-6, ЗРУ-
10кВ, яч.1А
―
ПС 110/10кВ
ГПП-6, ЗРУ-
10кВ, яч.49
―
―
―
Сикон С70
№ГР 28822-
05
―
―
Кi= 150/5; КТ 0,5
№ГР 1276-59
1 ед. ТПЛМ-10
НТМИ-10-66 У3
Кu=10000/100
КТ 0,5
Кi= 150/5; КТ 0,5
№ГР 1276-59
1 ед. ТПЛ-10-М У2
РП-1, ЗРУ-10кВ,
яч.19
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0
Iном(макс.)=5(10)А
№ГР 22192-07
ГР 831-
Сикон С70
№ГР 28822-
05
ТП-28 ввод 1
――
ТП-28 ввод 2
―
―
23456
СЭТ-4ТМ.03М.01 2 ед. типа 1 ед. типа
КТ 0,5S/1,0ТПЛ-10-М У2НТМИ-10-66 У3
Iном(макс.)=5(10)А Кi= 150/5 КТ 0,5 Кu=10000/100
№ГР 36697-08№ГР 22192-07КТ 0,5 №ГР 831-69
СЭТ-4ТМ.03М.01 2 ед. типа 1 ед. типа
КТ 0,5S/1,0ТПЛ-10-М У2НТМИ-10-66 У3
Iном(макс.)=5(10)А Кi= 150/5 КТ 0,5 Кu=10000/100
№ГР 36697-08№ГР 22192-07КТ 0,5 №ГР 831-69
СЭТ-4ТМ.03М.01 3 ед. типа
ТП-737 (КНС-3)КТ 0,5S/1,0ТШП-0,66
ввод 2 Iном(макс.)=5(10)А Кi= 300/5 КТ 0,5
№ГР 36697-08№ГР 15173-06
СЭТ-4ТМ.03М.012 ед. типа1 ед. типа
РП-1, ЗРУ-10кВ,КТ 0,5S/1,0ТПЛМ-10 НТМИ-10-66 У3
яч.5Iном(макс.)=5(10)А Кi= 100/5 КТ 0,5Кu=10000/100
№ГР 36697-08№ГР 22192-07 КТ 0,5 №ГР 831-69
СЭТ-4ТМ.03М.012 ед. типа1 ед. типа
РП-1, ЗРУ-10кВ,КТ 0,5S/1,0 ТПЛ-10-М У2 НТМИ-10-66 У3
яч.23Iном(макс.)=5(10)А Кi= 100/5 КТ 0,5Кu=10000/100
№ГР 36697-08№ГР 22192-07 КТ 0,5 №ГР 831-69
СЭТ-4ТМ.03М.012 ед. типа1 ед. типа
ГПП-2, ЗРУ-КТ 0,5S/1,0 ТПЛ-10-М У2 НТМИ-10-66 У3
10кВ, яч.18Iном(макс.)=5(10)А Кi= 100/5 КТ 0,5Кu=10000/100
№ГР 36697-08№ГР 22192-07 КТ 0,5 №ГР 831-69
СЭТ-4ТМ.03М.012 ед. типа1 ед. типа
ГПП-2, ЗРУ-КТ 0,5S/1,0 ТПЛ-10-М У2 НТМИ-10-66 У3
10кВ, яч.35Iном(макс.)=5(10)А Кi= 150/5 КТ 0,5Кu=10000/100
№ГР 36697-08№ГР 22192-07 КТ 0,5 №ГР 831-69
СЭТ-4ТМ.03М.01
1 ед. ТПЛ-10-М У21 ед. типа
РП-1, ЗРУ-10кВ,КТ 0,5S/1,0
яч.3Iном(макс.)=5(10)А
№ГР 36697-08
№ГР 2363-68№ГР 831-69
СЭТ-4ТМ.03М.01
1 ед. типа ТПЛ-10
1 ед. типа
РП-1, ЗРУ-10кВ,КТ 0,5S/1,0НТМИ-10-66 У3
яч.7 Iном(макс.)=5(10)А Кu=10000/100
№ГР 36697-08
№ГР 22192-07
КТ 0,5 №ГР 831-69
1 ед. типа ТПЛ-10 1 ед. типа
Кi= 150/5; КТ 0,5НТМИ-10-66 У3
№ГР 1276-59 Кu=10000/100
№ГР 36697-08
1 ед. ТПЛ-10-М У2
№
КТ 0,5
69
СЭТ-4ТМ.03М.09 3 ед. типа
КТ 0,5S/1,0 ТШЛ-0,66
Iном(макс.)=5(10)А Кi= 3000/5 КТ 0,5
№ГР 36697-08 №ГР 3422-06
СЭТ-4ТМ.03М.09 3 ед. типа
КТ 0,5S/1,0 ТШЛ-0,66
Iном(макс.)=5(10)А Кi= 3000/5 КТ 0,5
№ГР 36697-08 №ГР 3422-06
СЭТ-4ТМ.03М.093 ед. типа
РП-2, ЗРУ-0,4кВ,КТ 0,5S/1,0ТОП-0,66
фидер 7Iном(макс.)=5(10)АКi= 50/5 КТ 0,5
№ГР 36697-08 №ГР 15174-06
―
―
Лист № 5
всего листов 9
КТ 0,5S/1,0
1234567
СЭТ-4ТМ.03М.09 3 ед. типа
ТОП-0,66
Активная,
КТ 0,5S/1,0
14
ТП-22 фидер 7
Iном(макс.)=5(10)А Кi= 200/5 КТ 0,5
――
реактивная
№ГР 36697-08№ГР 15174-06
СЭТ-4ТМ.03М.093 ед. типа
ТОП-0,66
Активная,
КТ 0,5S/1,0
15
ТП-26 фидер 1
Iном(макс.)=5(10)А Кi= 100/5 КТ 0,5
――
реактивная
№ГР 36697-08№ГР 15174-06
СЭТ-4ТМ.03М.093 ед. типа
ТОП-0,66
Активная,
17
ТП-11 РУ-0,4кВ
―
―
18
―
19
―
20
―
―
21
РЩ-0,4кВ АЗС
―
―
1,2, 4-10,
18, 19
3, 11-17,
20, 21
Активная
Реактивная
16
ТП-26 фидер 2
Iном(макс.)=5(10)А Кi= 100/5 Кл. т. 0,5
――
реактивная
№ГР 36697-08№ГР 15174-06
СЭТ-4ТМ.03М.093 ед. типа
КТ 0,5S/1,0ТШП-0,66
Активная,
Iном(макс.)=5(10)А Кi= 600/5 КТ 0,5
реактивная
№ГР 36697-08№ГР 15173-06
СЭТ-4ТМ.03М.012 ед. типа3 ед. НАМИТ-10-2
ПС "Калинин-КТ 0,5S/1,0ТПЛ-10 У3Кu=10000/100
Активная,
ская" яч.10
Iном(макс.)=5(10)А Кi= 300/5 КТ 0,5 КТ 0,5
реактивная
№ГР 36697-08 №ГР 1276-59 №ГР 18178-99
СЭТ-4ТМ.03М.01 2 ед. типа 3 ед. НАМИТ-10-2
ПС "Калинин-КТ 0,5S/1,0ТПЛМ-10Кu=10000/100
Активная,
ская" яч.17 Iном(макс.)=5(10)А Кi= 300/5 КТ 0,5 КТ 0,5
реактивная
№ГР 36697-08№ГР 2363-68№ГР 18178-99
СЭТ-4ТМ.03М.09 3 ед. типа
ТП 10/0,4КТ 0,5S/1,0ТОП-0,66
Активная,
№366/40
Iном(макс.)=5(10)А Кi= 100/5 КТ 0,5
реактивная
№ГР 36697-08№ГР 15174-06
СЭТ-4ТМ.03М.09 3 ед. типа
КТ 0,5S/1,0ТОП-0,66
Активная,
Iном(макс.)=5(10)А Кi= 100/5 КТ 0,5
реактивная
№ГР 36697-08№ГР 15174-06
Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
приведены в табл. 3.
Таблица 3 – Пределы допускаемой относительной погрешности ИК
№ВидЗначение
±δ
5 %
, [ %]±δ
20 %
, [ %]±δ
100 %
, [ %]
ИИК энергии сos φ
W
I5%
≤ W
изм
<W
I20%
W
I20%
≤ W
изм
<W
I100%
W
I100%
≤ W
изм
<W
I120%
1 ±0,8 ±0,7 ±0,7
0,8 ±1,1 ±0,9 ±0,9
0,5 ±1,4 ±1,2 ±1,1
1 ±0,8 ±0,7 ±0,7
0,8 ±1,1 ±0,9 ±0,9
0,5 ±1,3 ±1,1 ±1,1
1,2, 4-10, 0,8 ±1,7 ±1,2 ±1,2
18, 19
0,5 ±1,4 ±1,1 ±1,1
3, 11-17, 0,8 ±1,6 ±1,1 ±1,1
20, 21
0,5 ±1,4 ±1,0 ±1,0
где ±δ [%] - значение границы допускаемой погрешности измерений активной и реактивной
электроэнергии при значении тока в сети 5% (±δ
5 %
), 20% (±δ
20 %
) и 100% (±δ
100 %
)
от номинального (I
ном
);
W
изм
- значение активной (реактивной) электроэнергии при 5%-ном (W
I5%
), 20%-ном
(W
I20%
), 100%-ном (W
I100%
) и 120%-ном (W
I120%
) значении тока в сети от I
ном
.
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (получасовая).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соот-
ветствующие вероятности 0,95.
Лист № 6
всего листов 9
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4. Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:
- температура окружающего воздуха20±5 °С
- сила тока1±0,2 I
ном
- напряжение1±0,02 U
ном
- коэффициент мощности (cos φ)0,9 инд
- частота питающей сети, Гцот 49 до 51
5. Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:
- температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °Сот -40 до +50
- температура окружающего воздуха для счетчиков , °Сот -40 до +70
- сила тока, % от номинального (I
ном
)от I
ном
до 120
- напряжение, % от номинального (U
ном
)от 85 до 110
- коэффициент мощности (cos φ)0,5 инд - 1 - 0,5 емк
- частота питающей сети, Гцот 49 до 51
6. Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,05 I
ном
; cosφ = 0,85 инд. и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от +10 до +30°С.
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчи-
ки электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р
52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на ана-
логичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у пере-
численных в табл. 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена
оформляется актом в установленном на ОАО «Абаканвагонмаш» порядке. Акт хранится со-
вместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
-
счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч,
среднее время восстановления t
в
= 2 ч;
-
УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, сред-
нее время восстановления t
в
= 2 ч;
-
сервер - коэффициент готовности не менее К
Г
= 0,999, среднее время восстановления
t
в
= 1 ч;
-
СОЕВ - коэффициент готовности не менее К
Г
= 0,999, среднее время восстановления
t
в
= 2 ч.
Надежность системных решений:
-
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
-
резервирование каналов trial: информация о результатах измерений может переда-
ваться в организации-участники ОРЭМ посредством сети сотовой связи стандарта GSM. В
случае аварийного отсутствия связи предусмотрен сбор информации непосредственно со
счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загруз-
кой ее в базу данных ИВК с помощью ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ»,.
Регистрация событий:
а) в журнале событий счетчика:
-
параметрирования,
-
корректировки системного времени,
-
отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
б) в журнале событий УСПД:
-
параметрирования,
-
отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях,
-
входа в режим и выхода из режима подчинения устройствe точного времени;
в) в журнале событий ИВК:
-
несанкционированного изменения ПО и параметрирования АИИС КУЭ,
-
потери и восстановления связи со счетчиками,
Лист № 7
всего листов 9
-
корректировки системного времени (расписание).
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
путем пломбирования счетчиков электроэнергии пломбировочной проволкой и
пломбой спереди;
-
путем пломбирования трансформаторов тока пломбой в 2-х местах на месте креп-
ления задней крышки;
-
путем пломбирования УСПД сбоку пломбой в 3-х местах;
-
путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам,
УСПД и серверу БД (размещением технических средств в закрываемых помещениях и закры-
ваемых шкафах);
б) защита информации на программном уровне:
-
установка паролей на счетчиках, УССВ, сервере БД, АРМ;
-
разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров,
времени и данных;
-
регистрация событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии
и мощности;
-
защита результатов измерений при передаче.
Глубина хранения информации:
-
счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее
113,7 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 - не менее 45 су-
ток; при отключении питания - не менее 5 лет;
-
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств изме-
рений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-
ции АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в табл. 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Абаканвагонмаш»
НаименованиеОбозначениеКол-во
1 Трансформатор тока ТПЛ-10-М У2
13
2 Трансформатор токаТШП-0,666
3 Трансформатор токаТШЛ-0,666
4 Трансформатор токаТОП-0,66 18
5 Трансформатор токаТПЛМ-105
6 Трансформатор токаТПЛ-104
7 Трансформатор напряженияНТМИ-10-66 У39
8 Трансформатор напряженияНАМИТ-10-26
9 ЭлектросчетчикСЭТ-4ТМ.03.01 11
10 Электросчетчик СЭТ-4ТМ.03.09 10
11 Контроллер СИКОН С70 1
12 GSM-модем Teleofis RX-100R 12
13 GSM-модем Cinterion MC52i Terminal 1
14 Kоммутатор D-Link DES 1016 1
15 ИБП 1000 ВА 1
16 ИБП 500 ВА 2
17 Сервер сбора данных ИВК «ИКМ Пирамида» 1
Лист № 8
всего листов 9
Наименование
18 УССВ
19 Сервер базы данных
20 Программное обеспечение «Пирамида 2000»,
версия 20.02/2010/С-300
ОбозначениеКол-во
УСВ-2 2
HP ProLiant DL 160 G6 1
«Конфигуратор СЭТ-4ТМ» 1
«Пирамида 2000.Сервер» 1
«Пирамида 2000.АРМ» 1
«Пирамида 2000 мобильный АРМ» 1
БД MS SQL 1
86619795.422231.142.ВЭ 1
86619795.422231.142.ИЭ 1
86619795.422231.142.ФО 1
86619795.422231.142.В6 1
86619795.422231.142.В8 1
86619795.422231.142.И2 1
86619795.422231.142.И3 1
86619795.422231.142.И41
16-05/006 МП 1
— 1
21 Ведомость эксплуатационной документации
22 Инструкция по эксплуатации КТС
23 Паспорт-формуляр
24 Массив входных данных
25 Состав выходных данных
26 Технологическая инструкция
27 Руководство пользователя
28 Инструкция по формированию и ведению
базы данных
29 Методика поверки
30 Методика (методы) измерений
Поверка
осуществляется в соответствии с документом
16-05/006
МП «ГСИ. Система автоматизирован-
ная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Абаканва-
гонмаш», утвержденным 06.02.2012 г.
Основные средства поверки:
-
измеритель сопротивления MRU-101 с пределом измерений от 0,52 до 20 кОм, отн.
погрешность ± 2%;
-
термометр ПТСВ-1-2 с измерителем-регулятором температуры МИТ 8.15 с преде-
лом измерений от минус 50 до 450 °С, абс. погрешность ± 0,02 °С;
-
в
ольтамперфазометр Парма ВАФ-А с пределами измерений:
а) для тока от 0 до 10 А, отн. погрешность ± [1 + 0,1 × (Iк / Iи – 1)] % ,
б) для напряжения от 0 до 460 В, отн. погрешность ± [1 + 0,1 × (Uк / Uи – 1)] % ,
в) для частоты от 45 до 65 Гц, отн. погрешность ± 0,1 %,
г) для мощности от 0 до 4600 Вт (Вар), отн. погрешность ±3 %;
-
переносной компьютер с ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ», «Оперативный сбор», «Пи-
рамида 2000 мобильный АРМ».
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика (методы) измерений приведены в документе «Методика (методы) измерений
активной и реактивной электрической энергии с использованием системы автоматизирован-
ной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Абаканва-
гонмаш». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 16.01.00291.006-
2012 от 15.02.2012 г.
Нормативные и технические документы
, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ОАО
«Абаканвагонмаш»
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия»;
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения»;
3. РД 34.11.114-98 «Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и
мощности. Основные метрологические характеристики. Общие требования»;
Лист № 9
всего листов 9
4. Положение о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра
субъектов оптового рынка и электроэнергии и мощности. Автоматизированные информаци-
онно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъ-
екта ОРЭМ. Технические требования».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «Техпроминжиниринг»
660127, г. Красноярск, ул. Мате Залки, 4 "Г", тел.: (391) 277-66-00, тел./факс: (391) 277-66-00
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Государственный региональный
центр стандартизации, метрологии и испытаний в Красноярском крае»
660 093, г. Красноярск, ул. Вавилова, 1-А, тел.: (391) 236-30-80, факс: (391) 236-12-94
Аттестат аккредитации № 30073-10 от 20.12.2010 г. действителен до 01 января 2016 года.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ.Р. Петросян
«___» _____________ 2012 г.
М.П.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 31817-06 | Система измерительная РСУ блока ГРП установки КПГ ОАО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез" ИС ГРП | Нет данных | ОАО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез", г.Кстово | 2 года | Перейти |
| 53788-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО "Стора Энсо Пакаджинг ББ" | Нет данных | ОАО "Московское городское энергосбытовое предприятие" (Мосгорэнерго), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 32929-06 | Счетчики электроэнергии статические однофазные | ME | Фирма "Iskraemeco", Словения | 16 лет | Перейти |
| 23771-02 | Измерители параметров электроэнергии | УСПД Ресурс | ООО "Электрокомплект", г.Пенза | 4 года | Перейти |
| 74359-19 | Система измерительная массового расхода и массы пара позиции FQ-304 АО "Техноформ" | Нет данных | АО "ТЕХНОФОРМ", г.Подольск | 2 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений