Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 4 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни: первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10 (Рег. № 41681-10), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.
АИИС КУЭ не имеет модификаций. Доступ к элементам и средствам измерений АИИС КУЭ огранчен на всех уровнях при помощи механических и программных методов и способов защиты.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ в виде цифрового обозначения, заводские номера средств измерений уровней ИИК, ИВК, идентификационные обозначения элементов уровня ИВК указаны в формуляре.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматический периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU), результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Величины первичных токов и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Сервер АИИС КУЭ:
не реже одного раза в сутки автоматически опрашивает счетчики электроэнергии, считывает со счетчиков 30-минутные профили мощности и журналы событий для каждого канала учета, выполняет синхронизацию времени в счетчиках электроэнергии и записывает полученные данные в базу данных;
осуществляет импорт данных из макетов 80020 с использованием канала связи Internet от АИИС КУЭ смежных организаций и записывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий в базу данных сервера АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 4 очередь);
обеспечивает ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;
выполняет синхронизацию времени часов сервера в соответствии с эталонным временем от устройства синхронизации времени;
осуществляет обработку результатов измерений;
обеспечивает хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных;
передает результаты измерений и информацию о состоянии средств измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным организациям в виде макетов 80020, 51070 с использованием канала связи Internet и электронной подписи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). СОЕВ формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-2 на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS).
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ -2 происходит с периодичностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2.
Сравнение показаний часов счетчиков электроэнергии, которые опрашивает непосредственно сервер АИИС КУЭ, с показаниями часов сервера происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация времени часов счетчиков электроэнергии с часами сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Серве | р АИИС КУЭ |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида 2.0» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8 |
| Идентификационное наименование ПО | BinaryPackControls.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
| Идентификационное наименование ПО | CheckDataIntegrity. dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 |
| Идентификационное наименование ПО | ComIECFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
| Идентификационное наименование ПО | ComModbusFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 |
| Идентификационное наименование ПО | ComStdFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
| Идентификационное наименование ПО | DateTimeProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
| Идентификационное наименование ПО | SafeValuesDataUpdate.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
| Идентификационное наименование ПО | SimpleVerifyDataStatuses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
| Идентификационное наименование ПО | SummaryCheckCRC. dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
| Идентификационное наименование ПО | ValuesDataProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| 1 | Наименование ИК | Состав ИК АИИС КУЭ |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110/6 кВ Фосфорит-4 (ПС-392), ЗРУ-6 кВ, II СШ 6 кВ, яч.27, КЛ-6 кВ Ввод №1 | ТПОЛ 10 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 1261-02 | ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Сервер АИИС КУЭ УСВ-2, рег. № 41681-10 |
| 2 | ПС 110/6 кВ Фосфорит-4 (ПС-392), ЗРУ-6 кВ, III СШ 6 кВ, яч.4, КЛ-6 кВ Ввод №2 | ТПОЛ 10 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 1261-02 | ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| 3 | ПС 110/10/6 кВ Заря, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.13, КЛ-6 кВ к ЦРП-1 6 кВ | ТПЛ-10У3 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 4 | ПС 110/10/6 кВ Заря, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.57, КЛ-6 кВ к ЦРП-1 6 кВ | ТПЛ-10У3 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1276-59 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 5 | КТП 35/6 кВ Радиозавод, ОРУ-35 кВ, с.ш. 35 кВ, ВЛ 35 кВ Пензенская ТЭЦ-1 -Радиозавод | ТОЛ-СВЭЛ-35 IIIM 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 70106-17 | ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III 35000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 67628-17 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| 6 | ПС 110/10 кВ Семилужки, ЗРУ-10 кВ, 1 секция 10 кВ, яч.3, СМ-3, КЛ-10 кВ | ТЛО-10 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-03 | НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 7 | ПС 110/10 кВ Семилужки, ЗРУ-10 кВ, 2 секция 10 кВ, яч.8, СМ-8, КЛ-10 кВ | ТЛО-10 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-03 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 8 | ПС 110/10 кВ Табашино, ЗРУ-10 кВ, 1с-10 кВ, яч.7, ВВ-1005, ВЛ-10 кВ 1005 | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 9 | ПС 110/10 кВ Табашино, ЗРУ-10 кВ, 1с-10 кВ, яч.3, ВВ-1001, ВЛ-10 кВ 1001 | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 10 | ПС 110/10 кВ Табашино, ЗРУ-10 кВ, 2с-10 кВ, яч.4, ВВ-1002, ВЛ-10 кВ 1002 | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Сервер АИИС КУЭ УСВ-2, рег. № 41681-10 |
| 11 | ПС 110/10 кВ Табашино, ЗРУ-10 кВ, 2с-10 кВ, яч.8, ВВ-1006, ВЛ-10 кВ 1006 | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 12 | ПС 110/6 кВ Щегловская, ЗРУ-6 кВ, КЛ 6 кВ ф.13А, КЛ 6 кВ ф.13Б | ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | Основной НАМИ- 10-95УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 Резервный НАМИ- 10-95УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 13 | ТП-2 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.4, ВВ1, КЛ-6 кВ | ТЛО-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6 6000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| 14 | ТП-2 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.9, ВВ2, КЛ-6 кВ | ТЛО-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6 6000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| 15 | ПС 110/35/10 кВ Теткино, ЗРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.28, КЛ-10 кВ №07 | ТПЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1276-59 | НАМИ- 10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | Меркурий 234 АЯТМ2-00 DPB.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
| 16 | ПС 110/35/10 кВ Теткино, ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч.12, КЛ-10 кВ №354 | ТВК-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 8913-82 | НАМИ- 10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | Меркурий 234 АRTM2-00 DPB.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
| 17 | ПС 110/6 кВ Щегловская, ЗРУ-6 кВ, КЛ 6 кВ ф.9А, КЛ 6 кВ ф.9Б | ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | Основной НАМИ- 10-95УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 Резервный НАМИ- 10-95УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 18 | ПС 110/6 кВ Щегловская, ЗРУ-6 кВ, КЛ 6 кВ ф.11А, КЛ 6 кВ ф.11Б | ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | Основной НАМИ- 10-95УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 Резервный НАМИ- 10-95УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | Сервер АИИС КУЭ УСВ-2, рег. № 41681-10 |
| 19 | ПС 110/6 кВ Щегловская, КРУН-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч.35, КЛ 6 кВ ф.35А, КЛ 6 кВ ф.35Б | ТОЛ-НТЗ-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 51679-12 | НАМИ- 10-95УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803163001 Рег. № 36697-12 |
| 20 | ПС 110/6 кВ Комбайновая, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.8, КЛ 6 кВ к ТП-10 | ТПЛ-СВЭЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 70109-17 | НАМИ- 10-95УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| 21 | ПС 110/6 кВ Комбайновая, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.11, КЛ 6 кВ к ТП-10 | ТПЛ-СВЭЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 70109-17 | ЗНОЛ-НТЗ-6 6000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 69604-17 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| 22 | ПС 110/6 кВ Комбайновая, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч.43, КЛ 6 кВ к ТП-2 | ТПЛМ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2363-68 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
| 23 | ПС 110/6 кВ Комбайновая, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч.32, КЛ 6 кВ к ТП-2 | ТПЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2363-68 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| Примечания: 1 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 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа. 3 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 неотъемлемая часть. |
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допу измерении ак применения АИ | скаемой относительной погрешности ИК при тивной электроэнергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), % |
| I1(2)< I изм< I 5 % | I5 %< I изм< I 20 % | I 20 %< I изм< I 100 % | I100 %< I изм< I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2, 5, 19 - 21 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,6 | ±2,6 |
| 3, 4, 12 - 18, 22 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5 S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,3 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,2 | ±2,6 |
| 7 - 9 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| 6, 10, 11 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,5 | ±5,3 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 |
| 23 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| Номер ИИК | sin9 | Пределы допу измерении ре применения АИ | скаемой относительной погрешности ИК при активной электроэнергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), % |
| I1(2)< I изм< I 5 % | I 5 % < I и W < I 2 0 % 6х | I 20 %< I изм< I 100 % | I100 %< I изм< I 120 % |
| 1, 2, 5, 19 - 21 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ 52323-2005, ГОСТ 31819.23-2012 | 0,44 | ±6,6 | ±4,9 | ±4,1 | ±4,1 |
| 0,6 | ±5,1 | ±4,1 | ±3,6 | ±3,6 |
| 0,71 | ±4,4 | ±3,8 | ±3,4 | ±3,4 |
| 0,87 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,1 | ±3,1 |
| 13 - 16, 22 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ 52323-2005, ГОСТ 31819.23-2012 | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,7 | ±4,1 |
| 0,6 | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,6 |
| 0,71 | - | ±4,7 | ±3,6 | ±3,4 |
| 0,87 | - | ±4,0 | ±3,3 | ±3,1 |
| 3, 4, 12, 17, 18 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ 26035-83 | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,5 | ±3,2 |
| 0,6 | - | ±5,3 | ±3,1 | ±2,6 |
| 0,71 | - | ±4,4 | ±2,7 | ±2,4 |
| 0,87 | - | ±3,6 | ±2,4 | ±2,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6, 10, 11 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) ГОСТ 52323-2005 ГОСТ 31819.23-2012 | 0,44 | ±5,8 | ±3,8 | ±2,8 | ±2,8 |
| 0,6 | ±4,2 | ±3,0 | ±2,2 | ±2,2 |
| 0,71 | ±3,5 | ±2,7 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,87 | ±2,9 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,8 |
| 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ 26035-83 | 0,44 | ±8,2 | ±3,8 | ±3,1 | ±2,7 |
| 0,6 | ±7,5 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,71 | ±7,3 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,87 | ±7,0 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
| 8, 9 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ 52323-2005 ГОСТ 31819.23-2012 | 0,44 | ±6,0 | ±4,0 | ±3,0 | ±3,0 |
| 0,6 | ±4,3 | ±3,1 | ±2,4 | ±2,4 |
| 0,71 | ±3,6 | ±2,8 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,87 | ±3,0 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,9 |
| 23 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ 52323-2005 | 0,44 | - | ±6,7 | ±3,8 | ±3,0 |
| 0,6 | - | ±4,8 | ±2,9 | ±2,4 |
| 0,71 | - | ±3,9 | ±2,5 | ±2,1 |
| 0,87 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), ±5 с |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от ^ом частота, Гц коэффициент мощности cos ф температура окружающей среды, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от !ном для ИК №№ 1, 2, 5 - 11, 19 - 21 ток, % от !ном для ИК №№ 3, 4, 12 - 18, 22, 23 коэффициент мощности частота, Гц температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, УСВ -2, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от +5 до +35 от 75 до 98 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03 Рег. № 27524-04: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М Рег. № 36697-17: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М Рег. № 36697-12: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М Рег. № 36697-08: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики Меркурий 234: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-2: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| время восстановления, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее Сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113,7 10 3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция 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.
Знак утверждения типа
Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра печатным способом.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| | ТПОЛ 10 | 4 шт. |
| | ТПОЛ-10 | 5 шт. |
| | ТПЛ-10У3 | 4 шт. |
| | ТОЛ-СВЭЛ-35 ШМ | 3 шт. |
| | ТПЛ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТВК-10 | 2 шт. |
| ТЛО-10 | 10 шт. |
| | ТПОФ | 2 шт. |
| | ТОЛ-НТЗ-10 | 3 шт. |
| | ТПЛ-СВЭЛ-10 | 6 шт. |
| | ТПЛМ-10 | 4 шт. |
| | ТОЛ-СЭЩ-10 | 8 шт. |
| | ЗНОЛ.06 | 6 шт. |
| | НТМИ-6-66 | 1 шт. |
| | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | 3 шт. |
| | ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III | 3 шт. |
| | НАМИ-10-95 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 6 шт. |
| | НАМИ-10 | 2 шт. |
| | НТМИ-10-66 | 1 шт. |
| | ЗНОЛП-6 | 6 шт. |
| | ЗНОЛ-НТЗ-6 | 3 шт. |
| | НАМИТ-10 | 2 шт. |
| | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 9 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03.01 | 5 шт. |
| Меркурий 234 ARTM2-00 DPB.R | 2 шт. |
| СЭТ-4ТМ.03М | 6 шт. |
| | СЭТ-4ТМ.03 | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 шт. |
| Сервер | Supermicro SYS-6019P-MTR | 1 шт. |
| Паспорт-формуляр | ЭНСЕ.095367.010 ПФ | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 4 очередь).
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
83323-21: Методика поверки РТ-МП-831-500-2021Скачать5.5 Мб