Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Южный Кузбасс» (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 сбора и баз данных (сервер) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированное рабочее место персонала (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.
Для измерительных каналов (ИК) №№ 25, 26 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на модем, работающий в режиме пакетной передачи данных GPRS (основной канал) или в режиме канальной передачи данных CSD (резервный канал), и по каналу связи поступает в локальную вычислительную сеть (ЛВС) на сервер.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по сети Ethernet (основной канал) поступает в ЛВС на сервер. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных GPRS.
На сервере осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера 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 установленного формата 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 и часы сервера. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сравнение часов сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется непрерывно, коррекция часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 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 программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии не ниже 8.0. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.0772014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso_metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | | Измерительные компоненты | | Вид элек- триче- ской энергии | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | Сервер | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС «Распадская-1», 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-1 | ТФМ-110 Кл.т. 0,2 300/5 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4 ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | Актив ная | 0,8 | 2,0 |
| | Рег. № 16023-97 | Рег. № 24218-08 | Рег. № 27524-04 | | Реак | 1,5 | 3,4 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | тивная | | |
| 2 | ПС «Распадская-1», 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-2 | ТФМ-110 Кл.т. 0,2 300/5 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4 ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | Актив ная | 0,8 | 2,0 |
| | Рег. № 16023-97 Фазы: А; В; С | Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | Рег. № 27524-04 | HP ProLiant | Реак тивная | 1,5 | 3,4 |
| | | ТОЛ-10-I | ЗНОЛП-6 | | DL20 Gen9 | Актив | | |
| 3 | ПС «Распадская-1», 110/6 кВ, РУ-6 | Кл.т. 0,5S 75/5 | Кл.т. 0,2 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4 ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | ная | 1,1 | 3,3 |
| | кВ, ф. яч. 11 | Рег. № 15128-03 Фазы: А; В; С | Рег. № 23544-02 Фазы: А; В; С | Рег. № 27524-04 | | Реак тивная | 2,2 | 6,4 |
| 4 | ПС «Распадская-2», 110/35/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-1 | ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 100/1 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4 ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | Актив ная | 0,8 | 2,1 |
| | Рег. № 23256-05 | Рег. № 24218-08 | Рег. № 27524-04 | | Реак | 1,5 | 5,0 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | ПС «Распадская-2», 110/35/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-2 | ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 100/1 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | Актив ная | 0,8 | 2,1 |
| | Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С | Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | Рег. № 27524-04 | | Реак тивная | 1,5 | 5,0 |
| 6 | ПС «Распадская-3», 110/35/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-1 | ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 100/1 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | Актив ная | 0,8 | 2,1 |
| | Рег. № 23256-05 | Рег. № 24218-08 | Рег. № 27524-04 | | Реак | 1,5 | 5,0 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | тивная | | |
| 7 | ПС «Распадская-3», 110/35/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-2 | ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 100/1 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | HP ProLiant DL20 Gen9 | Актив ная | 0,8 | 2,1 |
| | Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С | Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | Рег. № 27524-04 | Реак тивная | 1,5 | 5,0 |
| 8 | ПС 110 кВ Распадская-3, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, ф.9 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4 ТМ.05М Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Актив ная | 1,3 | 3,3 |
| | Рег. № 2363-68 Фазы: А; С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Рег. № 36355-07 | | Реак тивная | 2,5 | 5,6 |
| | ПС 110 кВ Рас | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ- | | Актив- | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 9 | падская-3, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, ф.28 | 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | | ная Реак тивная |
| 10 | ПС «Красногорская», 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-1 | ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 100/1 | НКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | HP ProLiant DL20 Gen9 | Актив ная | 1,0 | 2,2 |
| | Рег. № 23256-05 | Рег. № 14205-94 | Рег. № 27524-04 | Реак | 1,8 | 5,1 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | тивная | | |
| р‘9 е‘е | s‘z £‘l | кетаих -ЯТОД КЕН -аихяу | биэо озта ;xren0Jd dH | 170-17ZSLZ sjsr 0‘l/SS‘0 '^Л TO'eomirXGD | Э -а -У :иевф 0Zr3I6 5JST e/v/ooi/e/v/ooose s‘o Х1ГЛ S9-Se-MOH£ | э v :и£Вф E0-9S3I3 5JST S/009 SS‘0 •■Ь'И'Л semi | SI -a ‘a» se-ira ‘a* 9/S e/011 ‘«ктаэ -ниоАмох» ЭП | 91 |
| o‘s i‘z | S‘l 8‘0 | кетаих -ЯТОД КЕН -аихму | W-17ZSLZ sjsr 0‘l/SS‘0 '^Л TO'eomirXGD | Э -а -У :иевф 80-813173 5ЛГ e/v/ooi/e/v/ooooii z‘o Х1Гл IlfXAOII-HPWH | Э -а -У :иевф S0'9S3e3 5JST JSd 1/003 S3‘0 '-ь^Л iirxAoii-omx | Z-l foaa ‘a» on-Ado ‘a» 9/S e/011 ‘«ктаэ -ниоАмох» ЭП | SI |
| o‘s i‘z | S‘l 8‘0 | кетаих -ЯТОД кет -аихму | | 170-17ZSLZ sjsr 0‘l/SS‘0 '^Л ю'еоткьеэ | Э -а -У :иевф 80-813173 5ЛГ e/v/ooi/e/v/oooon 3‘0 Х1Гл IlfXAOII-HPWH | Э -a -V :иевф S0'9S3e3 5JST JSd 1/003 S3‘0 '-ь^Л iirxAoii-omx | X-X foaa ‘a» on-Ado ‘a» 9/S e/011 ‘«ктаэ -ниоАмох» ЭП | 171 |
| o‘s i‘z | S‘l 8‘0 | кетаих -ЯТОД КЕН -аихму | 170-17ZSLZ sjsr 0‘l/SS‘0 '-ь^Л TO'eomirXGD | Э -а -У :иевф 80-813173 5ЛГ e/v/ooi/e/v/oooon 3‘0 •■Ь'И'Л IlfXAOII-HPWH | Э -а -У :иевф S0'9S3e3 5JST JSd 1/003 S3‘0 '-ь^Л iirxAoii-omx | Z-l foaa ‘a» on-Ado ‘а» 9/011 ‘«кетчиэхоя кетнои^» ЭП | ет |
| o‘s i‘z | S‘l 8‘0 | кетаих -ЯТОД КЕН -аихму | 170-17ZSLZ sjsr 0‘l/SS‘0 '-ь^Л TO'eomirXGD | Э -а -У :иевф 80-813173 5ЛГ e/v/ooi/e/v/oooon 3‘0 •■Ь'И'Л IlfXAOII-HPWH | Э -а -У :иевф S0'9S3e3 5JST JSd 1/003 S3‘0 '-ь^Л iirxAoii-omx | X-X tfoaa ‘a» on-Ado ‘а» 9/011 ‘«кетчиэхоя кетнои^» ЭП | 31 |
| l‘S z‘z | 8‘1 0‘1 | кетаих -ЯТОД КЕН -аихму | 170-17ZSLZ sjsr 0‘l/SS‘0 •■Ь'И'Л TO'eomirXGD | Э -а -У :иевф 176-S0317I 5JST ХЭД e/v/ooi/e/v/oooon s‘o Х1ГЛ IA/.S-011-ФЛН | Э -а -У :иевф S0-9S3C3 5JST JSd 1/001 S3‘0 •■Ь'И'Л iirxAoii-omx | г-Х Коаа ‘а» on-Ado ‘а» oi/se/oii ‘«ктаэ -dojOHOT3d>i» ЭП | II |
| 6 | 8 | L | 9 | s | p | e | 3 | I |
1 мйиидщ. эинэжи'оь'оёц
1\ аохэии охээд
s ojsr юи]х
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 17 | ПС «Томусин-ская», 110/35/6 кВ, ВЛ - 35 кВ, У-16 | ТОЛ 35 Кл.т. 0,5S 600/5 | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 | СЭТ-4 ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | Актив ная | 1,3 | 3,3 |
| | Рег. № 21256-03 | Рег. № 912-70 | Рег. № 27524-04 | | Реак | 2,5 | 6,4 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | тивная | | |
| | | ТОЛ 35 | ЗНОМ-35-65 | | | Актив | | |
| 18 | ПС Клетьевая, 35/6 кВ, ОРУ-35 | Кл.т. 0,5S 100/5 | Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 | СЭТ-4 ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | кВ, ввод Т-1 | Рег. № 21256-03 Фазы: А; В; С | Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С | Рег. № 27524-04 | | Реак тивная | 2,5 | 6,4 |
| | | ТОЛ 35 | ЗНОМ-35-65 | | | Актив | | |
| 19 | ПС Клетьевая, 35/6 кВ, ОРУ-35 | Кл.т. 0,5S 100/5 | Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 | СЭТ-4 ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | кВ, ввод Т-2 | Рег. № 21256-03 Фазы: А; В; С | Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С | Рег. № 27524-04 | | Реак тивная | 2,5 | 6,4 |
| 20 | ПС Клетьевая, 35/6 кВ, РУ-6 кВ, | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S 150/5 | ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | | Актив ная | 1,3 | 3,3 |
| | ф. яч. 17 | Рег. № 15128-03 Фазы: А; В; С | Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С | | Реак тивная | 2,5 | 5,6 |
| | | ТПОЛ 10 | ЗНОЛ.06 | | | Актив | | |
| 21 | ЦРП «РМЗ», РУ-6 кВ, ввод 1, КЛ-6 кВ, ф6-14р | Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 1261-02 Фазы: А; В; С | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С | СЭТ-4 ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | HP ProLiant DL20 Gen9 | ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3.3 6.4 |
| | | ТПОЛ 10 | ЗНОЛ.06 | | | Актив | | |
| 22 | ЦРП «РМЗ», РУ-6 кВ, ввод 2, КЛ-6 | Кл.т. 0,5S 600/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4 ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | кВ, ф6-16р | Рег. № 1261-02 Фазы: А; В; С | Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С | Рег. № 27524-04 | | Реак тивная | 2,5 | 6,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 23 | ЦРП «Томусин-ского», РУ-6 кВ, ввод 1, КЛ-6 кВ, ф6-17п | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3.3 6.4 |
| 24 | ЦРП «Томусин-ского», РУ-6 кВ, ввод 2, КЛ-6 кВ, ф6-19п | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 15128-03 Фазы: В; С | ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | Актив ная Реак тивная | 1,2 2,5 | 3,3 5,2 |
| 25 | ЦРП Котельной 6 кВ, ячейка ввода 6 кВ №1 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; С | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | HP ProLiant DL20 Gen9 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 26 | ЦРП Котельной 6 кВ, ячейка ввода 6 кВ №2 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; С | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 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 указана для ИК №№ 3-7, 10-23 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 сервера 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.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 26 |
| Нормальные условия: | | |
| параметры сети: | | |
| напряжение, % от ином | | от 95 до 105 |
| ток, % от !ном | | |
| для ИК №№ 3-7, 10-23 | | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cos9 | | 0,9 |
| частота, Гц | | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: | | |
| параметры сети: | | |
| напряжение, % от ином | | |
| ток, % от !ном | | от 90 до 110 |
| для ИК №№ 3-7, 10-23 | | |
| для остальных ИК | | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности cos9 | | от 5 до 120 |
| частота, Гц | | от 0,5 до 1,0 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, | от -45 до +40 |
| °С | | от +5 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +20 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | | |
| для счетчиков типа СЭТ-4 ТМ.03 и ПСЧ-4 ТМ.05: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 90000 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный | номер в | 2 |
| Федеральном информационном фонде 36697-12): | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 165000 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный | номер в | 2 |
| Федеральном информационном фонде 36697-17): | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для сервера: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 1 |
| Глубина хранения информации: | | |
| для счетчиков типа СЭТ-4 ТМ.03 и СЭТ-4 ТМ.03М: | | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | | 10 |
| для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05: | | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | | 56 |
| при отключении питания, лет, не менее | | 10 |
| для сервера: | | |
| 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 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); сервере (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. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФМ-110 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 16 |
| Трансформаторы тока | ТБМО-110 УХЛ1 | 30 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 35 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ 10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ-110 УХЛ1 | 30 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-6 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57У1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 12 |
| Трансформаторы напряжения измерительные | ЗНОЛ.06 | 15 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 21 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4 ТМ.05М | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4 ТМ.03М | 4 |
| Сервер | HP ProLiant DL20 Gen9 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-142-2019 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНСТ.411711.176.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-142-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Южный Кузбасс». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»
20.02.2019 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 (GPS) (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 ПАО «Южный Кузбасс», свидетельство об аттестации № 161/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Южный Кузбасс»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
74487-19: Методика поверки МП ЭПР-142-2019Скачать11.9 Мб