Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания" (АИИС КУЭ ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания"), 55652-13

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» (АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10 и СИКОН С50 (далее -контроллеры СИКОН), каналообразующую аппаратуру и специализированное программное обеспечение (далее - ПО).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав. № 433) и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-1 (Зав. № 118), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК 1-30 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы соответствующего контроллера СИКОН (согласно Таблице 2), где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллерам СИКОН устройствам.

Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по основному и резервному каналам связи. Основной канал организован посредством спутниковой связи (земная станция VSAT Huges Network Systems DW-6000 соединена с соответствующим контроллером СИКОН через преобразователь интерфейсов RS-232/Ethernet (МОХА5110), а с ИВК - по технологии Ethernet). При отказе основного канала сервер переключается на резервный. Резервный канал организован посредством сотовой связи стандарта GSM на базе GSM-модема Siemens MC-35i, соединённого с ИВК и соответствующим контроллером СИКОН по интерфейсу RS-232.

Для ИК 31 цифровой сигнал с выхода счётчика поступает в ИВК «ИКМ-Пирамида» по сотовому каналу связи стандарта GSM, организованному на базе GSM-модема Siemens MC-35i. В ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020, 80040, 80050 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующим собственное время по сигналам поверки времени, получаемым от линейного выхода радиоприемника, входящего в состав УСВ-1. Погрешность хода часов УСВ-1 не более ±0,5 с. УСВ-1 подключено к ИВК «ИКМ-Пирамида». Сличение часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется не реже, чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность системного времени ИВК «ИКМ-Пирамида» не более ±3 с/сут. Часы контроллеров СИКОН синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Предел допускаемой абсолютной основной погрешности системного времени контроллера СИКОН С10 не более ±1 с/сут, контроллера СИКОН С50 - не более ±1,5 с/сут. Сличение показаний часов счетчиков и соответствующего контроллера СИКОН (для ИК 31 - с показаниями часов «ИКМ-Пирамида») производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и соответствующего контроллера СИКОН (для ИК 31 - «ИКМ-Пирамида») осуществляется вне зависимости от наличия расхождений, но не чаще 1 раза в сутки.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллеров СИКОН и ИВК «ИКМ-Пирамида» 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 используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

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».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 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 счетчиков электрической энергии 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.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» и их основные метрологические характеристики_

Продолжение

аблицы 2

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 275860 Зав. № 275861 Зав. № 275857

Ак

тивная

Реак

тивная

ПС Северная Ввод 0,4 кВ ТСН-2

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 257722

СИКОН С10 Зав. № 296

± 1,0 ± 2,1

± 3,2 ± 5,2

7

8

ТЛМ-10-1У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 000107 Зав. № 000162

Ак

тивная

Реак

тивная

НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1156

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 201825

± 3,3 ± 5,3

ПС Нечки-но, Ввод Т-1 10 кВ

± 1,3 ± 2,5

14

8

ТЛМ-10-1У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 000167 Зав. № 000188

Ак

тивная

Реак

тивная

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 711

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 202320

± 3,3 ± 5,3

ПС Нечки-но Ввод Т-2 10 кВ

± 1,3 ± 2,5

9

9

СИКОН С10 Зав. № 305

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 56189 Зав. № 80102 Зав. № 56053

Ак

тивная

Реак

тивная

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 257931

ПС Нечки-но, Ввод 0,4 кВ ТСН-1

± 3,2 ± 5,2

± 1,0 ± 2,1

10

15

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 346247 Зав. № 346250 Зав. № 346248

Ак

тивная

Реак

тивная

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 257934

ПС Нечки-но Ввод 0,4 кВ ТСН-2

± 1,0 ± 2,1

± 3,2 ± 5,2

11

10

TG-145 Кл.т. 0,2 600/5 Зав. № 01669 Зав. № 01670 Зав. № 01668

CPB 123 Кл.т. 0,2 110000/ 100 Зав. № 8673251 Зав. № 8673249 Зав. № 8673247

Ак

тивная

Реак

тивная

ПС Кам-барка, ВЛ-110 кВ Березовка

EA05RALX-P4B-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 1112411

± 0,8 ± 1,5

± 2,1 ± 4,0

12

26

TG-145 Кл.т. 0,2 600/5 Зав. № 01683 Зав. № 01685 Зав. № 01684

CPB 123 Кл.т. 0,2 110000/ 100 Зав. № 8673254 Зав. № 8673252 Зав. № 8673248

Ак

тивная

Реак

тивная

EA05RALX-P4B-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 1112417

ПС Кам-барка, ВЛ-110 кВ Дубовая

± 0,8 ± 1,5

± 2,1 ± 4,0

13

25

СИКОН С10 Зав. № 309

CPB 123 Кл.т. 0,2 110000/ 100 Зав. № 8673251 Зав. № 8673249 Зав. № 8673247

CPB 123 Кл.т. 0,2 110000/ 100 Зав. № 8673254 Зав. № 8673252 Зав. № 8673248

TG-145 Кл.т. 0,2 600/5 Зав. № 02188 Зав. № 02190 Зав. № 02189

Ак

тивная

Реак

тивная

EA05RALX-P4B4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 1112402

± 0,8 ± 1,5

± 2,1 ± 4,0

ПС Кам-барка ОМВ-110 кВ

14

27

Продолжение

аблицы 2

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 1012710 Зав. № 1029334

НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 47236

ТФНД-110М Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 15180 Зав. № 15190 Зав. № 15197

Ак

тивная

Реак

тивная

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 202137

ПС Сива, ВЛ-110 кВ Черновская

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

15

1

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 1012710 Зав. № 1029334

НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 47236

НКФ-110-ПУ1 Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 4930 Зав. № 4934 Зав. № 4933

СИКОН С50 Зав. № 08.97

ТВ-110-50 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 3495А Зав. № 3495В Зав. № 3495С

Ак

тивная

Реак

тивная

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 201735

ПС Сива ОМВ-110 кВ

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

16

2

Ак

тивная

Реак

тивная

ПС Водозабор, ВЛ-110 кВ ВГЭС-1ц

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 257739

± 1,3

± 3,3 ± 5,3

17

3

± 2,5

СИКОН С10 Зав. № 307

ТВ-110-52 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 1266-А Зав. № 1266-В Зав. № 1266-С

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 17524 Зав. № 1029293 Зав. № 1029289

Ак

тивная

Реак

тивная

ПС Водозабор, ВЛ-110 кВ ВГЭС-2ц

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 257741

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

18

4

аблицы 2

Продолжение

НКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 1029272

НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 57397

НКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 1029271

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 17524 Зав. № 1029293 Зав. № 1029289

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 39971 Зав. № 39990 Зав. № 39700

Ак

тивная

Реак

тивная

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 257738

СИКОН С10 Зав. № 307

ПС Водозабор ОМВ-110 кВ

± 1,3

± 2,5

± 3,3 ± 5,3

19

5

ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «РЖД» в границах Республики Удмуртия) - ОАО «Пермэнергосбыт»

TG-145N Кл.т. 0,2 300/5 Зав. № 04107 Зав. № 04108 Зав. № 04109

НАМИ-110-УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/100 Зав. № 6010 Зав. № 5995 Зав. № 6017

Ак

тивная

Реак

тивная

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 257697

ВЛ-110 кВ

Кузьма -Зюкай

± 0,8 ± 1,5

± 2,1 ± 3,5

20

1

СИКОН С10 Зав. № 293

TG-145N Кл.т. 0,2 300/5 Зав. № 04112 Зав. № 04111 Зав. № 04110

НАМИ-110-УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/100 Зав. № 5998 Зав. № 5996 Зав. № 6020

Ак

тивная

Реак

тивная

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 298292

ВЛ-110 кВ Кузьма -Верещагино

± 0,8 ± 1,5

± 2,1 ± 3,5

21

2

ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» - ОАО «Кировэнергосбыт»

ЗНОМ-35 Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 1143458 Зав. № 1143444 Зав. № 1143367

Ак

тивная

Реак

тивная

ТФН-35М Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 16742 Зав. № 20813

ПС Орловская ВЛ-35кВ Виха-рево

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 257737

СИКОН С10 Зав. № 301

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

22

1

ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» - ОАО «Татэнергосбыт»

ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 1265028 Зав. № 1465023 Зав. № 1465026

Ак

тивная

Реак

тивная

ТФЗМ-35Б-1 У1 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 32843 Зав. № 33060

ПС Варзи-Ятчи, ВЛ-35кВ Кучу-ково

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 202317

СИКОН С10 Зав. № 299

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

23

1

Ак

тивная

Реак

тивная

ТФЗМ-35Б-1 У1 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 32274 Зав. № 32390

ПС Киясо-во, ВЛ-35 кВ Кучу-ково

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 198

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 202120

± 3,3 ± 5,3

± 1,3 ± 2,5

24

2

СИКОН С10 Зав. № 310

Ак

тивная

Реак

тивная

ТФЗМ-35А ХЛ1 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 71695 Зав. № 71451

ПС Киясо-во, ВЛ-35кВ Че-калда

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 192

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 201918

± 3,3 ± 5,3

± 1,3 ± 2,5

25

3

Продолжение Таблицы 2

ТЛМ-10-1У3 Кл.т. 0,5S 150/5 Зав. № 1443130000007 Зав. № 1443130000017

Ак

тивная

Реак

тивная

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1169

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 202402

СИКОН С10 Зав. № 308

ПС Салья, ввод 10 кВ Т-1

± 1,3 ± 2,5

: 3,4 6,7

26

4

ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 1043003 Зав. № 00000000 Зав. № 1043437

ТФН-35М Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 8703 Зав. № 8737

Ак

тивная

Реак

тивная

ПС Быр-гында, ВЛ-35кВ Красный Бор

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 202315

СИКОН С10 Зав. № 306

± 1,3 ± 2,5

3.3

5.3

27

5

ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «РЖД» в границах Республики Удмуртия) - ООО «Энергетическая сбытовая ]

_пания Башкортостана» (ООО «ЭСКБ»)

НАМИ-110 Кл.т. 0,2 110000/100 Зав. № 2007 Зав. № 2009 Зав. № 2014

ТГФ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Зав. № 1072 Зав. № 1073 Зав. № 1078

Ак

тивная

Реак

тивная

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 257736

ПС Закам-ская, ВЛ-110кВ КГРЭС-1

± 0,8 ± 1,5

2,2

5,4

1

28

ТГФ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Зав. № 1103 Зав. № 1071 Зав. № 1077

НАМИ-110 Кл.т. 0,2 110000/100 Зав. № 2023 Зав. № 2013 Зав. № 2016

Ак

тивная

Реак

тивная

ПС Закам-ская, ВЛ-110кВ КГРЭС-2

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 201916

± 0,8

2,2

5,4

29

2

± 1,5

СИКОН С10 Зав. № 300

НАМИ-110 Кл.т. 0,2 110000/100 Зав. № 2007 Зав. № 2009 Зав. № 2014

НАМИ-110 Кл.т. 0,2 110000/100 Зав. № 2023 Зав. № 2013 Зав. № 2016

ТГФ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Зав. № 890 Зав. № 891 Зав. № 892

Ак

тивная

Реак

тивная

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 210142

± 0,8 ± 1,5

ПС Закам-ская ОВ-110 кВ

2,2

5,4

30

3

ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» - ООО «Мечел-Энерго» (ОАО «Ижсталь»)

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 077

ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 2168

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 433

ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 8560 Зав. № 8555 Зав. № 8424

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0810126773

Ак

тивная

Реак

тивная

ГПП-3 ЗРУ-6 кВ яч. 61

± 1,3 ± 2,5

3,3

5,7

31

1

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    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ин; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.;

-    температура окружающей среды: (20±5) °С.

5    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ищ; диапазон силы первичного тока (0,02(0,05) - 1,2)1нь коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 -

1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 50 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха для счётчиков EPQS от минус 35 °С до плюс 55 °С; для счётчиков ЕвроАльфа от минус 40 °С до плюс 70 °С; для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до плюс 60 °С;

-    относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от +10 °С до +30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

6    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % Гном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.

7    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена ИВК «ИКМ-Пирамида», контроллеров СИКОН и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8    Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счётчик EPQS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    счётчик ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    контроллер «СИКОН С10» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    контроллер «СИКОН С50» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и контроллеров СИКОН 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 контроллера СИКОН:

•    параметрирования;

•    пропадания напряжения;

•    коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН;

•    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

•    электросчётчика;

•    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

•    испытательной коробки;

•    контроллеров СИКОН;

•    ИВК «ИКМ-Пирамида»;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

•    счетчика электрической энергии;

•    контроллеров СИКОН;

•    ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    контроллерах СИКОН (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:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    контроллер СИКОН - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» (АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания») типографским способом.

Комплектность

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 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 55652-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» (АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков электрической энергии EPQS - в соответствии с методикой поверки РМ-1039597-26:2002 «Счетчики многофункциональные электрической энергии EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики в 2002 г.;

-    счетчиков электрической энергии ЕвроАльфа - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;

-    счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    контроллеров СИКОН С10 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 180.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2003 г.;

-    контроллеров СИКОН С50 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С50. Методика поверки ВЛСТ 198.00.00 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-    устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-    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;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания», аттестованной

ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» (АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания»)

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.

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.

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.