Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Южноуральский завод «Кристалл», АО «КАРАБАШМЕДЬ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящую из 16 измерительных каналов (ИК).
ИК АИИС КУЭ состоят из двух уровней.
Первый уровень - измерительные каналы точек учета, включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер БД) HP ProLiant DL360 Gen9 с установленным серверным программным обеспечением (программный комплекс «Энергосфера»), устройство синхронизации системного времени (УССВ) на основе устройства синхронизации времени УСВ-3, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 64242-16 (Рег. № 64242-16), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с первого уровня, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ обеспечивает:
- автоматическое выполнение измерений активной и реактивной электроэнергии (прямого и обратного направления) с заданной дискретностью 30 мин;
- сбор и передачу журналов событий счетчиков в базу данных ИВК;
- автоматическое выполнение измерений времени и ведение единого времени в составе СОЕВ АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений (приращений электроэнергии прямого и обратного направлений) с заданной дискретностью 30 мин;
- хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений информации о состоянии средств измерений («Журнала событий»);
- обработку, формирование и передачу результатов измерений в KML-формате по электронной почте (с электронной подписью);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях;
- обеспечение по запросу коммерческого оператора дистанционного доступа к результатам измерений, данным журналов событий на всех уровнях АИИС КУЭ;
- обеспечение диагностики и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- обеспечение конфигурирования и настройки параметров АИИС КУЭ;
- автоматическую регистрацию событий, сопровождающих процессы измерения, в «Журнале событий» на уровне измерительно-информационного комплекса;
- предоставление доступа к измеренным значениям и журналам событий счетчиков со стороны ИВК;
- возможность масштабирования долей именованных величин количества электроэнергии;
- расчеты потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи и восстановления питания.
Первичные фазные токи и напряжение преобразовываются измерительными трансформаторами (в случае счетчиков прямого включения - счетчиками) в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной, реактивной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии. Сервер автоматически не реже одного раза в сутки и/или по запросу проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на GSM-модем и далее по каналам связи посредством службы передачи данных 3G (GPRS) поступает на сервер.
В сервере осуществляется хранение результатов измерений и отображение информации по подключенным к серверу устройствам. Вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется на уровне ИВК (ПО «Энергосфера»).
На сервере информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии экспортируются в файлы формата XML.
Дальнейшая передача информации от сервера в АО «АТС» происходит после подписания файла электронно-цифровой подписью сбытовой организации, а также в АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) по электронной почте в формате XML в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УССВ. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени сервера и шкалы времени устройства синхронизации времени происходит не реже 1 раза в 60 минут. Не реже чем 1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером. Коррекция шкалы времени счетчика сервером осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с в момент чтения данных.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входят ПО счетчиков, ПО сервера на основе специализированного программного пакета - программный комплекс «Энергосфера» (ПО «Энергосфера»).
Метрологически значимой частью специализированного ПО АИИС является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Идентификационные данные библиотеки pso_metr.dll приведены в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Другие идентификационные данные | pso_metr.dll |
Специализированное ПО предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, а также предусматривает разграничение прав пользователей путем создания индивидуальных учетных записей. Получение измерительной информации возможно только при идентификации пользователя путем ввода данных пользователя («логин») и соответствующего ему пароля.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии
с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов точек учета АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ в нормальных и рабочих условиях приведены в таблице 3.
| Таблица 2 - Состав ИК АИИС | КУЭ |
| 1 | Наименование измерительных каналов | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Сервер, УСВ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 10 кВ Южноуральский завод Кристалл, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ яч.11, КЛ-10 кВ Кристалл | ТПОЛ-10 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 1261-08 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | HP ProLiant DL360 Gen9 УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
| 2 | ПС 10 кВ Южноуральский завод Кристалл, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ яч.17, КЛ-10 кВ Кристалл-2 | ТПЛ-СВЭЛ кл. т 0,2S Ктт = 400/5 Рег. № 70109-17 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 3 | ПС 10 кВ Южноуральский завод Кристалл, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ яч.23, КЛ-10 кВ Кристалл-1 | ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| Продолжение таблицы 2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 | ПС 10 кВ Южноуральский завод Кристалл, РУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ яч.35, КЛ-10 кВ Кристалл-2 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | HP ProLiant DL360 Gen9 УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
| 5 | ПС 10 кВ Южноуральский завод Кристалл, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.1, КЛ-10 кВ в сторону РУ-10 кВ Бармист-Урал | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 6 | ПС 10 кВ Южноуральский завод Кристалл, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 2 | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 7 | КТП-10 10 кВ, СШ 0,4 кВ, верхние шины ввод № 1 выключатель № 5, КЛ 0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ Базовая станция сотовой связи | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 кл.т 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 |
| 8 | КТП-10 10 кВ, СШ 0,4 кВ, верхние клеммы Ввод № 2 вводной щит от ТП-2, КЛ 0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ Базовая станция сотовой связи | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 кл.т 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 |
| 9 | ПС 110 кВ Пирит, РУ-35 кВ, 2 СШ 35 кВ, яч. КМЗ-1, ВЛ-35 кВ Пирит-КМЗ-1 | ТГМ кл.т 0,2S Ктт = 500/5 Рег. № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Рег. № 19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 10 | ПС 110 кВ Пирит, РУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, яч. КМЗ-2, ВЛ-35 кВ Пирит-КМЗ-2 | ТГМ кл.т 0,2S Ктт = 500/5 Рег. № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Рег. № 19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 11 | ПС 110 кВ Пирит, РУ-35 кВ, 2 СШ 35 кВ, яч. КМЗ-3, ВЛ-35 кВ Пирит-КМЗ-3 | ТОЛ 35 кл.т 0,5S Ктт = 500/5 Рег. № 21256-03 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Рег. № 19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 12 | ПС 110 кВ Пирит, РУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, яч. КМЗ-4, ВЛ-35 кВ Пирит-Южная | ТОЛ 35 кл.т 0,5S Ктт = 500/5 Рег. № 21256-03 ТОЛ-НТЗ-35-IV кл.т 0,5S Ктт = 500/5 Рег. № 62259-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Рег. № 19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | HP ProLiant DL360 Gen9 УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
| 13 | ТП 3 кВ Завода по производству абразивного порошка, Ввод 0,4 кВ | Т-0,66 У3 кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 71031-18 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12 |
| 14 | КТПН № 1 3 кВ, Ввод 0,4 кВ | Т-0,66 У3 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 71031-18 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12 |
| 15 | КТПН № 2 3 кВ, Ввод 0,4 кВ | Т-0,66 У3 кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 71031-18 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12 |
| 16 | ВРУ 0,4 кВ Модульная водонагревательная котельная, КЛ-0,4 кВ | ТТИ кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 28139-12 | - | Меркурий 230 кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
Примечания:
1. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и устройства синхронизации времени 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. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
2. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная.
| Номер измерительных каналов | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| §1(2)% | §5 % | §20 % | §100 % |
| Ii(2)% £ 1изм< 15% | 15%£1изм<120% | 120%£1изм<1100% | 1100%£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 11, 12 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | 1,8 | 1,1 | 0,9 | 0,9 |
| 0,8 | 2,5 | 1,6 | 1,2 | 1,2 |
| 0,5 | 4,8 | 3,0 | 2,2 | 2,2 |
| 2, 9, 10 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | 1,1 | 0,8 | 0,7 | 0,7 |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,5 | 2,1 | 1,7 | 1,4 | 1,4 |
| 3, 4, 5, 6 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,6 | 1,2 |
| 0,5 | - | 5,4 | 2,9 | 2,2 |
| 7, 8 (Счетчик 1,0) | 1,0 | - | 1,7 | 1,1 | 1,1 |
| 0,8 | - | 1,7 | 1,1 | 1,1 |
| 0,5 | - | 1,7 | 1,1 | 1,1 |
| 16 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | 1,7 | 1,0 | 0,8 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,5 | 1,1 |
| 0,5 | - | 5,4 | 2,7 | 1,9 |
| 13, 14, 15 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) | 1,0 | 2,0 | 1,0 | 0,8 | 0,8 |
| 0,8 | 2,6 | 1,6 | 1,1 | 1,1 |
| 0,5 | 4,7 | 2,8 | 1,9 | 1,9 |
| Номер измерительных каналов | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| §1(2)% | §5 % | §20 % | §100 % |
| Ii(2)% £ 1изм< 15% | 15%£1изм<120% | 120%£1изм<1100% | 1100%£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 11, 12 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,8 | 4,0 | 2,5 | 1,9 | 1,9 |
| 0,5 | 2,4 | 1,5 | 1,2 | 1,2 |
| 2, 9, 10 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,8 | 2,0 | 1,6 | 1,3 | 1,3 |
| 0,5 | 1,6 | 1,1 | 1,0 | 1,0 |
| 3, 4, 5, 6 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,8 | - | 4,4 | 2,4 | 1,9 |
| 0,5 | - | 2,5 | 1,5 | 1,2 |
| 7, 8 (Счетчик 2,0) | 0,8 | - | 2,8 | 2,2 | 2,2 |
| 0,5 | - | 2,8 | 2,2 | 2,2 |
| 16 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) | 0,8 | - | 4,5 | 2,4 | 1,8 |
| 0,5 | - | 2,9 | 1,6 | 1,3 |
| 13, 14, 15 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) | 0,8 | 4,0 | 2,7 | 1,8 | 1,8 |
| 0,5 | 2,6 | 2,0 | 1,3 | 1,3 |
| Номер измерительных каналов | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| §1(2)% | §5 % | §20 % | §100 % |
| I1(2)%£ 1изм<15% | 15%£1изм<120% | 120%£1изм<1100% | 1100%£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 11, 12 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | 1,9 | 1,2 | 1,0 | 1,0 |
| 0,8 | 2,6 | 1,7 | 1,4 | 1,4 |
| 0,5 | 4,8 | 3,0 | 2,3 | 2,3 |
| 2, 9, 10 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,8 | 1,5 | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 0,5 | 2,2 | 1,8 | 1,6 | 1,6 |
| 3, 4, 5, 6 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | 1,9 | 1,2 | 1,0 |
| 0,8 | - | 2,9 | 1,7 | 1,4 |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 |
| 7, 8 (Счетчик 1,0) | 1,0 | - | 3,1 | 2,8 | 2,8 |
| 0,8 | - | 3,3 | 3,0 | 3,0 |
| 0,5 | - | 3,4 | 3,0 | 3,0 |
| 16 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | 2,1 | 1,6 | 1,4 |
| 0,8 | - | 3,1 | 1,9 | 1,7 |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 |
| 13, 14, 15 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) | 1,0 | 2,3 | 1,6 | 1,4 | 1,4 |
| 0,8 | 2,9 | 2,0 | 1,7 | 1,7 |
| 0,5 | 4,9 | 3,1 | 2,3 | 2,3 |
| Номер измерительных каналов | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| §1(2)% | §5 % | §20 % | §100 % |
| I1(2)%£ 1изм<15% | 15%£1изм<120% | 120%£1изм<1100% | 1100%£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 11, 12 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,8 | 4,2 | 2,9 | 2,3 | 2,3 |
| 0,5 | 2,7 | 2,0 | 1,7 | 1,7 |
| 2, 9, 10 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,8 | 2,4 | 2,1 | 1,9 | 1,9 |
| 0,5 | 2,0 | 1,7 | 1,6 | 1,6 |
| 3, 4, 5, 6 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,8 | - | 4,6 | 2,8 | 2,3 |
| 0,5 | - | 2,8 | 1,9 | 1,7 |
| 7, 8 (Счетчик 2,0) | 0,8 | - | 5,9 | 5,7 | 5,7 |
| 0,5 | - | 5,9 | 5,7 | 5,7 |
| 16 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) | 0,8 | - | 5,4 | 3,9 | 3,5 |
| 0,5 | - | 4,1 | 3,4 | 3,3 |
| 13, 14, 15 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) | 0,8 | 5,0 | 4,0 | 3,5 | 3,5 |
| 0,5 | 4,0 | 3,6 | 3,3 | 3,3 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Продолжение таблицы 3_
Примечания:
1 Погрешность измерений электрической энергии 81(2)%P и 81(2)%q для cosj = 1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 В качестве характеристик относительной погрешности измерений электроэнергии и средней мощности указаны границы интервала, соответствующее доверительной вероятности, равной 0,95.
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos ф - температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 1 до 120 0,87 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos ф - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН,°С - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,°С | от 90 до 110 от 1 до 120 не ниже 0,5 от 49 до 51 от -40 до +50 от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М: - средняя наработка до отказа, ч, не менее счетчики электроэнергии Меркурий 230: - средняя наработка до отказа, ч, не менее счетчики электроэнергии ПСЧ- 4ТМ.05МК.20: - средняя наработка до отказа, ч, не менее счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МД.05: - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 220000 150000 165000 165000 |
| Глубина хранения информации: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, счетчики электроэнергии Меркурий 230: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК.20: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МД.05: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 114 не менее 45 114 114 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты;
- в журналах событий счетчиков фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 10 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 | 2 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ 1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 9 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 35 | 3 |
| Трансформаторы тока наружной установки | ТОЛ-НТЗ-35-IV | 1 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-СВЭЛ | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ | 3 |
| Трансформаторы тока | ТГМ | 6 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL360 Gen9 | 1 |
| ПО (комплект) | ПО «Энергосфера» | 1 |
| Формуляр | СТПА-СТ-2019-ДП-909/1. ФО | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-6503-550-2019 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-6503-550-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Южноуральский завод «Кристалл», АО «КАРАБАШМЕДЬ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 03.12.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- прибор комбинированный Testo 622, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53505-13.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Южноуральский завод «Кристалл», АО «КАРАБАШМЕДЬ», аттестованной ФБУ «Ростест-Москва», регистрационный номер RA.RU.311703 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
77701-20: Методика поверки РТ-МП-6503-550-2019Скачать6.9 Мб