Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго»
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений 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-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) типа ЭНКС-2 и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из двух 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством каналообразующей аппаратуры поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet с использованием электронной подписи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (далеепо тексту - ОРЭМ).
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от навигационных систем ГЛОНАСС. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. В качестве резервного источника синхронизации используются NTP-серверы ФГУП «ВНИИФТРИ» (первого уровня, Stratum 1), обеспечивающие передачу информации о точном времени через глобальную сеть Интернет. По данным NTP-серверам, по NTP протоколу синхронизируются сервер АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго». Таким образом обеспечивается постоянное обновление данных о текущем значении времени на всех компонентах АИИС КУЭ. Резервный источник синхронизации используется при выходе из строя основного. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ± 1 с. Сервер БД обеспечивает автоматическую коррекцию часов счетчиков. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и сервера БД более чем на ± 2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на сервере БД типографским способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте-формуляре.
Заводской номер АИИС КУЭ: 001.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6C13139810A85B44F78E7E5C9A3EDB93 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих усло-виях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ТГ-3 | ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S Ктт 2000/5 Рег. № 11077-07 | ЗНОЛ Кл. т. 0,2 Ктн 10500/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±2,3 ±4,1 |
| 2 | ТГ-1 | AON-F Кл. т. 0,2S Ктт 4000/1 Рег. № 51363-12 | UKM Кл. т. 0,2 Ктн 10500/^3/100/^3 Рег. № 51204-12 | TE3000.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±2,3 ±4,1 | |
| 3 | ТГ-2 | AON-F Кл. т. 0,2S Ктт 4000/1 Рег. № 51363-12 | UKM Кл. т. 0,2 Ктн 10500/^3/100/^3 Рег. № 51204-12 | TE3000.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±2,3 ±4,1 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | ТГ-4 | AON-F Кл. т. 0,2S Ктт 4000/1 Рег. № 51363-12 | UKM Кл. т. 0,2 Ктн 10500/^3/100/^3 Рег. № 51204-12 | TE3000.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±2,3 ±4,1 |
| 5 | ТГ-5 | AON-F Кл. т. 0,2S Ктт 4000/1 Рег. № 51363-12 | UKM Кл. т. 0,2 Ктн 10500/^3/100/^3 Рег. № 51204-12 | TE3000.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±2,3 ±4,1 | |
| 6 | ТГ-6 | ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S Ктт 2000/5 Рег. № 11077-07 | ЗНОЛ Кл. т. 0,2 Ктн 10500/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±2,3 ±4,1 | |
| 7 | Центральная Астраханская котельная (220/110/10,5/6), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. №1, ВЛ-220 кВ ПГУ-235-Рассвет | CTIG-220 Кл. т. 0,2S Ктт 400/1 Рег. № 47198-11 | SVR-20 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/^3/100/^3 Рег. № 47222-11 | TE3000.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±2,3 ±4,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 8 | Центральная Астраханская котельная (220/110/10,5/6), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. №9, ВЛ-220 кВ ПГУ-235-Астрахань | CTIG-220 Кл. т. 0,2S Ктт 400/1 Рег. № 47198-11 | SVR-20 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/^3/100/^3 Рег. № 47222-11 | TE3000.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±2,3 ±4,1 |
| 9 | Центральная Астраханская котельная (220/110/10,5/6), КРУЭ-110 кВ, 1СШ-110 кВ, яч. КЛ-110 кВ №463 ПГУ-235-Кири-КириI цепь | CTIG-110 Кл. т. 0,2S Ктт 400/1 Рег. № 43485-09 | VDGW2-110X Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 42563-09 | TE3000.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±2,3 ±4,1 | |
| 10 | Центральная Астраханская котельная (220/110/10,5/6), КРУЭ-110 кВ, 2СШ-110 кВ, яч. КЛ-220 кВ №464 ПГУ-235-Кири-Кири II цепь | CTIG-110 Кл. т. 0,2S Ктт 400/1 Рег. № 43485-09 | VDGW2-110X Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 42563-09 | TE3000.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±2,3 ±4,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 11 | Центральная Астраханская котельная (220/110/10,5/6), КРУЭ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч. КВЛ-110 кВ №170 ПГУ-235-ЦРП | CTIG-110 Кл. т. 0,2S Ктт 400/1 Рег. № 43485-09 | VDGW2-110X Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 42563-09 | TE3000.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±2,3 ±4,1 |
| 12 | Центральная Астраханская котельная (220/110/10,5/6), КРУЭ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч. КВЛ-110 кВ №466 ПГУ-235-Бузанская | CTIG-110 Кл. т. 0,2S Ктт 400/1 Рег. № 43485-09 | VDGW2-110X Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 42563-09 | TE3000.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±2,3 ±4,1 | |
| 13 | ТГ-1 | ТШЛ-20 Кл. т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 36053-07 | ЗНОМ-15-63 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 1593-05 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±2,2 ±4,2 | |
| 14 | ТГ-2 | ТШЛ-20 Кл. т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 36053-07 | ЗНОМ-15-63 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 1593-05 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±2,2 ±4,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 15 | ТГ-3 | ТШЛ-20 Кл. т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 36053-07 | ЗНОМ-15-63 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 1593-05 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | активная реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±2,2 ±4,2 |
| 16 | ТГ-4 | ТШЛ-20 Кл. т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 36053-07 | ЗНОМ-15-63 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 1593-05 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±2,2 ±4,2 | |
| 17 | Астраханская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 1 с.ш., 1 сек., яч. №12 | ТФЗМ 110Б-1У Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 26422-04 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±3,3 ±5,7 | |
| 18 | Астраханская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 2 с.ш., 4 сек., яч. №22 | TG Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 30489-09 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±2,4 ±4,2 | |
| 19 | Астраханская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 1 с.ш., 3 сек., яч. №20 | ТФЗМ 110Б-1У Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 26422-04 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±3,3 ±5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 20 | Астраханская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 2 с.ш., 4 сек., яч. №17 | TG Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 30489-09 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | активная реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±2,4 ±4,2 |
| 21 | Астраханская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 2 с.ш., 4 сек., яч. №21 | ТРГ Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 49201-12 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±2,4 ±4,2 | |
| 22 | Астраханская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 2 с.ш., 2 сек., яч. №8 | ТФЗМ 110Б-1У Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 26422-04 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±3,3 ±5,7 | |
| 23 | Астраханская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 1 с.ш., 1 сек., яч. №10 | ТФЗМ 110Б-1У Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 26422-04 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±3,3 ±5,7 | |
| 24 | Астраханская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 1 с.ш., 1 сек., яч. №2 | TG Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 30489-09 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±2,4 ±4,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 25 | Астраханская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 2 с.ш., 2 сек., яч. №7 | TG Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 30489-09 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | активная реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±2,4 ±4,2 |
| 26 | Астраханская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 1 с.ш., 3 сек., яч. №26 | ТФЗМ 110Б-1У Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 26422-04 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±3,3 ±5,7 | |
| 27 | Астраханская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 2 с.ш., 4 сек., яч. №24 | TG Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 30489-09 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±2,4 ±4,2 | |
| 28 | Астраханская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 1 с.ш., 3 сек., яч. №18 | TG Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 30489-09 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±2,4 ±4,2 | |
| 29 | Астраханская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 1 с.ш., 3 сек., яч. №27 | ТРГ Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 49201-12 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | TE3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±2,4 ±4,2 | |
| Пределы смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), (А), с | ±5 | |||||||
Продолжение таблицы 2__________________________________________________________________________________________________
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд 1=0,02(0,05) 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 29 от 0 °C до +40 °C.
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.
5 Допускается замена У СВ на аналогичные утвержденных типов.
6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 29 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom | от 99 до 101 |
| - ток, % От Ihom | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| - температура окружающей среды, ОС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom | от 90 до 110 |
| - ток, % От Ihom | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности cos9 | От 0,5 инд дО 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС | от 0 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для TE3000.03, TE3000.11 | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее | 113 |
| - при отключении питания, сут., не менее | 45 |
| Серверы: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | AON-F | 12 |
| Трансформатор тока | CTIG-220 | 6 |
| Трансформатор тока | CTIG-110 | 11 |
| Трансформатор тока | ТШЛ-20 | 12 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ ИОБ-IV | 15 |
| Трансформатор тока | TG | 18 |
| Трансформатор тока | ТРГ | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 6 |
| Трансформатор напряжения | UKM | 12 |
| Трансформатор напряжения | SVR-20 | 6 |
| Трансформатор напряжения | VDGW2-110X | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-15-63 | 12 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 У1 | 12 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | TE3000.03 | 19 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | TE3000.11 | 10 |
| Устройство синхронизации времени | ЭНКС-2 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Паспорт-Формуляр | ПФ.001.СРЗ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго»
ООО «Спецэнергопроект», г. Москва, уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312236.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 59793-2021 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».