Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Саратовэнерго»
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Саратовэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора данных (сервер СД) на базе виртуальной машины Citrix XenCenter 7.0 с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», сервер базы данных (сервер БД) на базе виртуальной машины Citrix XenCenter 7.0 с установленным ПО «Энфорс АСКУЭ», устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа УСВ-3, сервер АИИС КУЭ филиала ПАО «Россети Волга» - «Саратовские РС» с установленным ПО «Пирамида-Сети», УССВ филиала ПАО «Россети Волга» - «Саратовские РС» на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа серии СВ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
Первичные фазные токи 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 1-19 поступает на верхний, второй уровень системы на сервер СД, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ. Цифровой сигнал с выхода счетчика ИК № 20 поступает на верхний, второй уровень системы на сервер АИИС КУЭ филиала ПАО «Россети Волга» - «Саратовские РС», где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации. Далее результаты измерений поступают на сервер БД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений производится со второго уровня настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от других смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание национальной шкалы координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени c национальной шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера СД со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения ±1 с и более сервер СД производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
Для ИК № 1-19 сравнение шкал времени счетчиков со шкалой времени сервера СД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При расхождении шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера СД на ±1 с и более производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ филиала ПАО «Россети Волга» -«Саратовские РС» со шкалой времени УССВ филиала ПАО «Россети Волга» - «Саратовские РС» осуществляется во время сеанса связи с УССВ филиала ПАО «Россети Волга» - «Саратовские РС». При наличии расхождения ±1 с и более сервер АИИС КУЭ филиала ПАО «Россети Волга» -«Саратовские РС» производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ филиала ПАО «Россети Волга» - «Саратовские РС».
Для ИК № 20 синхронизация шкалы времени счетчика осуществляется с помощью встроенного в счетчик ГЛОНАСС/GPS-приемника синхронизирующим шкалу времени счетчика c национальной шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Для ИК № 1-19 факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, сервера СД.
Для ИК № 20 факты синхронизации времени в журнале событий отражаются с фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) после синхронизации и без фиксации времени (дата, часы, минуты, секунды) до синхронизации или величины синхронизации времени, на которую было скорректировано указанное устройство.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ 004 наносится типографским способом в формуляр на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Саратовэнерго».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «Энфорс АСКУЭ» и ПО «Пирамида-Сети». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | «АльфаЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Наименование программного модуля ПО | ac_metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | «Энфорс АСКУЭ» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.4 |
| Наименование программного модуля ПО | Enfadmin.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 2BCD5602B5A6CFF5BBC2808EAAB76315 |
| Наименование программного модуля ПО | NewOpcon.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 18CE1FF72BEB15738F37825C74795BD3 |
| Наименование программного модуля ПО | NewReports.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.5 |
| Цифровой идентификатор ПО | C0E384BE38FBCB5CFEF31DDA19A188E2 |
| Наименование программного модуля ПО | CalcFormula.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 086F585262236B4C6F5CD68B10606E12 |
| Наименование программного модуля ПО | Alfa_repl.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 2B7C3A612D89EC5EBC90F3A526EEBFD5 |
| Наименование программного модуля ПО | M80020_IMP.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7DC417504B8AD5C1B8496DB1BD9E2EFD |
| Наименование программного модуля ПО | NewMEdit.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 04632AF4A44AB5304E71A50612C24DC2 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 |
| Наименование программного модуля ПО | Dataproc.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | C8158EA2CE9474FAFAF9669CA280F31D |
| Наименование программного модуля ПО | TradeGR.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | DCA145843DC883810F0B96DC0440793F |
| Наименование программного модуля ПО | M80020.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | E1CE2F29999F1131914E455F3CC03F43 |
| Наименование программного модуля ПО | M80030.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 9CFE5972D6918043EC85B8E0AFF18CDC |
| Наименование программного модуля ПО | NewM51070.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | F74C961E0A1FBFB7F7121B1F552403AB |
| Наименование программного модуля ПО | M80050.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 30D68C8F4208949506C88F5AAD136188 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | «Пирамида-Сети» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 10.10 |
| Наименование программного модуля ПО | BinaryPackControls. dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
| Наименование программного модуля ПО | CheckDataIntegrity. dll |
| Цифровой идентификатор ПО | E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 |
| Наименование программного модуля ПО | ComIECFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 |
| Наименование программного модуля ПО | ComModbusFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 |
| Наименование программного модуля ПО | ComStdFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 |
| Наименование программного модуля ПО | DateTimeProcessing. dll |
| Цифровой идентификатор ПО | D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D |
| Наименование программного модуля ПО | SafeValuesDataUpdate.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | B6740D3419A3BC1A42763860BB6FC8AB |
| Наименование программного модуля ПО | SimpleVerifyDataStatuses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A39 |
| Наименование программного модуля ПО | SummaryCheckCRC.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 |
| Наименование программного модуля ПО | ValuesDataProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3 и 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | ТТ | Счетчик | УССВ/Сервер | Вид электрической энергии и мощности |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ТП-1805 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | УССВ: УСВ-3 Рег. № 51644-12 Сервер СД: Citrix XenCenter 7.0 Сервер БД: Citrix XenCenter 7.0 | активная реактивная |
| 2 | ТП-1865 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 3 | ТП-1944 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 4 | ТП-677 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 5 | ТП-677 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТИ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | ТП-677 6 кВ, РУ 0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ в сторону ВРУ 0,4 кВ МДОУ Детский сад №102 | ТТИ 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | УССВ: УСВ-3 Рег. № 51644-12 Сервер СД: Citrix XenCenter 7.0 Сервер БД: Citrix XenCenter 7.0 | активная реактивная |
| 7 | ТП-677 6 кВ, РУ 0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ в сторону ВРУ 0,4 кВ МДОУ Детский сад №102 | ТТИ 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 8 | ТП-1685 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 9 | ТП-1685 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТИ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 10 | ТП-1721 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 11 | ТП-1721 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТИ 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 12 | ТП-1618 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 13 | ТП-1618 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТИ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | УССВ: УСВ-3 Рег. № 51644-12 Сервер СД: Citrix XenCenter 7.0 Сервер БД: Citrix XenCenter 7.0 | активная реактивная |
| 14 | ТП-1608 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 15 | ТП-1608 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТИ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 16 | ТП-1520 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 17 | ТП-1514 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 18 | ТП-1514 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТИ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 19 | ТП-1506 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТИ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 20 | ВЛ 6 кВ ф. 416 от ТП-1874 6 кВ, оп. № 41600/3, ПКУ 6 кВ | _ | РиМ 384 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 55522-13 | УССВ филиала ПАО «Россети Волга» -«Саратовские РС»: Серии СВ Рег. № 74100-19 Сервер АИИС КУЭ филиала ПАО «Россети Волга» - «Саратовские РС»: Промышленный компьютер Сервер БД: Citrix XenCenter 7.0 | активная реактивная |
| П р и м е ч а н и я: 1 Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа. 3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений 5 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность) | |||||||
| Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % | ||||||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||||
| 1 - 19 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) | 11ном — I1 — 1,211ном | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 2,6 | ||
| 0,211ном — I1 < 1 2 3 4 51ном | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 2,6 | |||
| 0,0511ном —11 < 0,211Ном | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,7 | 2,3 | 3,2 | |||
| 0,01Х1Ном —11 < 0,0511ном | 2,0 | 2,9 | 5,4 | 2,6 | 3,4 | 5,6 | |||
| 20 (Счетчик 0,5S) | 11ном — I1 — 1,211ном | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 1,7 | 2,2 | 2,2 | ||
| 0,211ном — I1 < 21ном | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 1,7 | 2,2 | 2,2 | |||
| 0,111ном — I1 < 0,211ном | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 1,7 | 2,2 | 2,2 | |||
| 0,0511ном — I1 < 0,111ном | 0,5 | 1,0 | 1,0 | 1,7 | 2,4 | 2,4 | |||
| 0,0111ном — I1 < 0,0511ном | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 2,4 | 2,4 | 2,4 | |||
| Номер ИК | Диапазон тока | М | етрологические характеристики ИК (реактивная энергия и мощность) | ||||||
| Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % | ||||||||
| cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||||
| 1 - 19 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) | 11ном — I1 — 1,211ном | 1,8 | 1,3 | 3,9 | 3,7 | ||||
| 0,211ном — I1 < 21ном | 1,8 | 1,3 | 3,9 | 3,7 | |||||
| 0,0511ном —11 < 0,211ном | 2,4 | 1,6 | 4,2 | 3,8 | |||||
| 0,0211ном — I1 < 0,0511ном | 4,5 | 2,9 | 5,7 | 4,5 | |||||
| 20 (Счетчик 1,0) | 11ном — I1 — 1,211ном | 1,0 | 1,0 | 4,0 | 4,0 | ||||
| 0,211ном — I1 < 21ном | 1,0 | 1,0 | 4,0 | 4,0 | |||||
| 0,111ном — I1 < 0,211ном | 1,0 | 1,0 | 4,0 | 4,0 | |||||
| 0,0511ном — I1 < 0,111ном | 1,5 | 1,5 | 4,2 | 4,2 | |||||
| 0,0211ном — I1 < 0,0511ном | 1,5 | 1,5 | 4,2 | 4,2 | |||||
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 20 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - частота, Гц - коэффициент мощности cos ф температура окружающей среды, °С | от 99 до101 от 1 до 120 от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom - частота, Гц - коэффициент мощности cosф температура окружающей среды для ТТ, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков ИК № 1-19, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчика ИК № 20, °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 1 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от 0 до +40 от -40 до +55 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более Счетчики РиМ 384: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более Серверы: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 220000 2 180000 2 208051 1 45000 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - при отключении питания, лет, не менее Серверы: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее | 114 40 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТТИ | 57 |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 19 |
| Счетчик электрической энергии | РиМ 384 | 2 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени филиала ПАО «Россети Волга» - «Саратовские РС» | Серии СВ | 1 |
| Сервер СД | Citrix XenCenter 7.0 | 1 |
| Сервер БД | Citrix XenCenter 7.0 | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ филиала ПАО «Россети Волга» - «Саратовские РС» | Промышленный компьютер | 1 |
| Программное обеспечение | АльфаЦЕНТР | 1 |
| Программное обеспечение | Энфорс АСКУЭ | 1 |
| Программное обеспечение | Пирамида-Сети | 1 |
| Формуляр | АСВЭ 545.00.000 ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Саратовэнерго», аттестованном ООО «АСЭ» г. Владимир, уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц Росаккредитации № RA.RU.314933.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».