Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ННП"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННП» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АО «Самотлорнефтегаз» (основной сервер), сервер АО «ННП» (резервный сервер), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через преобразователи интерфейса поступает на соответствующий модем и далее по каналам беспроводной сети передачи данных - на основной сервер. В случае отказа основного сервера информация со счетчиков поступает на резервный сервер. На сервере осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

АИИС КУЭ АО «ННП» позволяет осуществлять импорт результатов измерений со сторонних (внешних) АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, при этом результаты измерений представлены в виде макетов xml (регламентированы Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности).

Один раз в сутки (или по запросу в ручном режиме) основной сервер, а в случае отказа основного сервера - резервный, автоматически формирует файл отчёта с результатами измерений в формате xml и передаёт их организациям в рамках согласованного регламента.

Передача информации от основного сервера, а в случае отказа основного сервера - от резервного, осуществляется по локальной сети на АРМ АО «ННП».

Передача информации от АРМ АО «ННП» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы серверов, радиосервер точного времени РСТВ-01-01, синхронизирующий часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника.

Сравнение показаний часов основного и резервного серверов с РСТВ-01-01 осуществляется непрерывно, корректировка часов каждого сервера производится при расхождении с РСТВ-01-01 на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами основного сервера осуществляется

1 раз в 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами основного сервера на величину более ±3 с. В случае отказа основного сервера сравнение показаний часов счетчиков осуществляется с часами резервного сервера

1 раз в 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами резервного сервера на величину более ±3 с.

Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+» версии не ниже 4.04. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Server MZ4.dll

PD MZ4.dll

ASCUE MZ4.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.0.1.1

Цифровой идентификатор ПО

f851b28a924da7cde6a57eb2

ba15af0c

2b63c8c01bcd61c4f

5b15e097f1ada2f

cda718bc6d123b63a8822ab

86c2751ca

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Устройство синхронизации времени

Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ПС 110 кВ Ерма-ковская, ОРУ-35кВ, 1С-35кВ, ВЛ-35 кВ, ф.№1

ТОЛ-СЭЩ-35-IV Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 47124-11 Фазы: А; В; С

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

HP Proliant DL360 G4p

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,7

2

ПС 110 кВ Ерма-ковская, ОРУ-35кВ, 1С-35кВ, ВЛ-35 кВ, ф.№2

ТОЛ-СЭЩ-35-IV Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 47124-11 Фазы: А; В; С

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТОЛ 35

Кл.т. 0,2S

300/5

3

ПС 110 кВ Ерма-ковская, ОРУ-35кВ, 2С-35кВ, ВЛ-35 кВ, ф.№3

Рег. № 21256-03 Фазы: А

ТОЛ-СВЭЛ-35

III

Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 51517-12 Фазы: С

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 19813-05

Рег. № 36697-08

Реак

2,3

4,7

Фазы: АВС

тивная

4

ПС 110 кВ Ерма-ковская, ОРУ-35кВ, 2С-35кВ, ВЛ-35 кВ, ф.№4

ТФЗМ35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 600/5

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 8555-81

Рег. № 19813-05

Рег. № 36697-08

HP Proliant

Реак

2,3

4,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

DL360 G4p

тивная

5

ПС 110 кВ Ерма-ковская, ЗРУ-6кВ №1 ДНС-1, 1С-6кВ, ввод-1

ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

6

ПС 110 кВ Ерма-ковская, ЗРУ-6кВ №1 ДНС-1, 2С-6кВ, ввод-2

ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

ТОП-0,66

Актив

ПС 110 кВ Ерма-

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.08

ная

0,9

2,8

7

ковская, ввод 0,4

100/5

-

Кл.т. 0,2S/0,5

кВ ТСН-1

Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

1,9

4,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТОП-0,66

Актив

ПС 110 кВ Ерма-

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.08

ная

0,9

2,8

8

ковская, ввод 0,4

100/5

-

Кл.т. 0,2S/0,5

кВ ТСН-2

Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

1,9

4,5

ПС 110 кВ «Ко-шильская» РУ-35 кВ 1СШ-35 кВ, яч. №2

ТФЗМ35А-ХЛ1

ЗНОМ-35-65

Актив

9

Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 8555-81 Фазы: А; С

Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

ПС 110 кВ «Ко-шильская» РУ-35 кВ 1СШ-35 кВ, яч. №3

GIF 40,5

ЗНОМ-35-65

Актив

10

Кл.т. 0,2S 400/5 Рег. № 30368-05

Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

ная

Реак

,9 ,6 0, 1,

1,6

2,6

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

HP Proliant

тивная

11

ПС 110 кВ «Ко-шильская» РУ-35 кВ 2СШ-35 кВ, яч. №7

GIF 40,5 Кл.т. 0,2S 400/5

ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

DL360 G4p

Актив

ная

0,9

1,6

Рег. № 30368-05 Фазы: А; С

Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С

Рег. № 36697-17

Реак

тивная

1,6

2,6

ПС 110 кВ «Ко-шильская» РУ-35 кВ 2СШ-35 кВ, яч. №8

ТФЗМ35А-ХЛ1

ЗНОМ-35-65

Актив

12

Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 8555-81 Фазы: А; С

Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

13

ПС 110 кВ Ореховская, ОРУ-35 кВ, 2С-35 кВ, яч.4

ТОЛ-СЭЩ-35-IV Кл.т. 0,5S 300/5

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 47124-11 Фазы: А; В; С

Рег. № 19813-09 Фазы: АВС

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

2,3

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

14

ПС 110 кВ Пермяк, ОРУ-35 кВ, 1С-35кВ, ВЛ-35 кВ, ф.№1

ТОЛ 35 Кл.т. 0,5S 300/5

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 21256-03

Рег. № 19813-00

Рег. № 36697-12

Реак

2,3

4,7

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

15

ПС 110 кВ Пермяк, ОРУ-35 кВ, 1С-35кВ, ВЛ-35 кВ, ф.№2

GIF 40,5 Кл.т. 0,2S 400/5

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

0,9

1,6

Рег. № 30368-05

Рег. № 19813-00

Рег. № 36697-12

Реак

1,6

2,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

16

ПС 110 кВ Пермяк, ОРУ-35 кВ, 2С-35кВ, ВЛ-35 кВ, ф.№3

ТОЛ 35 Кл.т. 0,5S 300/5

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 21256-03

Рег. № 19813-00

Рег. № 36697-12

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

Реак

2,3

4,7

Фазы: А; С

Фазы: АВС

HP Proliant

тивная

17

ПС 110 кВ Пермяк, ОРУ-35 кВ, 2С-35кВ, ВЛ-35 кВ, ф.№4

GIF 40,5 Кл.т. 0,2S 400/5

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

DL360 G4p

Актив

ная

0,9

1,6

Рег. № 30368-05

Рег. № 19813-00

Рег. № 36697-12

Реак

1,6

2,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

18

ПС 110 кВ Пермяк, ЗРУ-6кВ КСП-1, 1С-6кВ, ввод-1

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

Рег. № 36697-17

Реак

тивная

2,3

4,6

19

ПС 110 кВ Пермяк, ЗРУ-6кВ КСП-1, 2С-6кВ, ввод-2

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

Рег. № 36697-17

Реак

тивная

2,3

4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТОП-0,66

Актив

ПС 110 кВ Пер

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.08

ная

0,9

2,8

20

мяк, ввод 0,4 кВ

150/5

-

Кл.т. 0,2S/0,5

ТСН-1

Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

1,9

4,5

ТОП-0,66

Актив

ПС 110 кВ Пер

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.08

ная

0,9

2,8

21

мяк, ввод 0,4 кВ

150/5

-

Кл.т. 0,2S/0,5

ТСН-2

Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

1,9

4,5

ПС 110 кВ Хох-ряково, ОРУ-35кВ, 1С-35кВ, ВЛ-35 кВ, ф.№1

GIF 40,5

НАМИ-35 УХЛ1

Актив

22

Кл.т. 0,2S 400/5

Кл.т. 0,5 35000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

ная

0,9

1,6

Рег. № 30368-05

Рег. № 19813-00

Рег. № 36697-12

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

Реак

1,6

2,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

HP Proliant

тивная

23

ПС 110 кВ Хох-ряково, ОРУ-35кВ, 1С-35кВ, ВЛ-35 кВ, ф.№2

ТОЛ 35 Кл.т. 0,5S 300/5

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

DL360 G4p

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 21256-03

Рег. № 19813-00

Рег. № 36697-12

Реак

2,3

4,7

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ПС 110 кВ Хох-ряково, ОРУ-35кВ, 2С-35кВ, ВЛ-35 кВ, ф.№3

GIF 40,5

НАМИ-35 УХЛ1

Актив

24

Кл.т. 0,2S 400/5

Кл.т. 0,5 35000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

ная

0,9

1,6

Рег. № 30368-05

Рег. № 19813-05

Рег. № 36697-12

Реак

1,6

2,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ПС 110 кВ Хох-ряково, ОРУ-35кВ, 2С-35кВ, ВЛ-35 кВ, ф.№4

ТОЛ 35

НАМИ-35 УХЛ1

Актив

25

Кл.т. 0,5S 300/5

Кл.т. 0,5 35000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

ная

1,1

3,0

Рег. № 21256-03

Рег. № 19813-05

Рег. № 36697-12

Реак

2,3

4,7

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110 кВ Хох-ряково, ЗРУ-6кВ №1, 1С-6кВ, ввод-1

ТОЛ 10

НТМИ-6-66

Актив

26

Кл.т. 0,5 1500/5

Кл.т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

ная

1,1

3,0

Рег. № 7069-02 Фазы: А; С

Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

Рег. № 36697-17

Реак

тивная

2,3

4,6

ПС 110 кВ Хох-ряково, ЗРУ-6кВ №1, 2С-6кВ, ввод-2

ТОЛ 10

НТМИ-6-66

Актив

27

Кл.т. 0,5 1500/5

Кл.т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

ная

1,1

3,0

Рег. № 7069-02 Фазы: А; С

Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

Рег. № 36697-17

Реак

тивная

2,3

4,6

ТОП-0,66

Актив

ПС 110 кВ Хох-

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.08

ная

0,9

2,8

28

ряково, ввод 0,4

100/5

-

Кл.т. 0,2S/0,5

кВ ТСН-1

Рег. № 47959-11

Рег. № 36697-12

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

Реак

1,9

4,5

Фазы: А; В; С

HP Proliant

тивная

ПС 110 кВ Хох-

ТОП-0,66 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.08

DL360 G4p

Актив

ная

0,9

2,8

29

ряково, ввод 0,4

100/5

-

Кл.т. 0,2S/0,5

кВ ТСН-2

Рег. № 15174-06 Фазы: А; В; С

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

1,9

4,5

ПС 110 кВ КС-

TG145N

CPB 123

Актив

30

Хохряковская, ОРУ-110кВ, 1C-

Кл.т. 0,2S 300/5

Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

ная

0,6

1,4

110 кВ, Ввод 110

Рег. № 30489-05

Рег. № 15853-06

Рег. № 27524-04

Реак

1,1

2,8

№1

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

ПС 110 кВ КС-

TG145N

CPB 123

Актив

Хохряковская,

Кл.т. 0,2S

Кл.т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М

ная

0,6

1,4

31

ОРУ-110кВ, 2С-

300/5

110000/V3/100/V3

Кл.т. 0,2S/0,5

110 кВ, Ввод 110

Рег. № 30489-05

Рег. № 15853-06

Рег. № 36697-12

Реак

1,1

2,4

№2

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1-3, 10, 11, 13-17, 22-25, 30, 31 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.

4    Допускается замена ТТ, ТН 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 2 метрологических характеристик. Допускается замена радиосервера точного времени на аналогичный утвержденного типа, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

31

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном

для ИК №№ 1-3, 10, 11, 13-17, 22-25, 30, 31 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 1 до 120 от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном

для ИК №№ 1-3, 10, 11, 13-17, 22-25, 30, 31 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С

от 90 до 110

от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40

от +10 до +30 от +15 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

140000

2

220000

2

1

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде 36697-12):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для РСТВ-01-01:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

55000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для серверов:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

40

для серверов:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания серверов с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); серверах (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-35-IV

9

Трансформаторы тока

ТОЛ 35

9

Трансформаторы тока

ТОЛ-СВЭЛ-35 III

1

Трансформаторы тока

ТФЗМ35А-ХЛ1

6

Трансформаторы тока

ТОЛ 10

8

Трансформаторы тока опорные

ТОП-0,66

18

Трансформаторы тока

GIF 40,5

12

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

4

Трансформаторы тока

TG145N

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

4

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65

6

Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные

НАМИ-35 УХЛ1

3

Трансформаторы напряжения

CPB 123

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

30

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

1

Радиосерверы точного времени

РСТВ-01-01

1

Серверы

HP Proliant DL360 G4p

2

Методика поверки

МП ЭПР-150-2019

1

Паспорт-формуляр

ЦПА.424340.2019АС002-

ННП.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-150-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННП». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 15.03.2019 г. Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (OPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

-    термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «ННП», свидетельство об аттестации № 170/RA.RU.312078/2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННП»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание