Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сетевая компания" НкЭС

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

Назначение

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

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

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), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи;

2-й    уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) и технические средства приема-передачи данных;

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД), сервер баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0»

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов без учета коэффициентов трансформации, преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление, хранение и передача накопленных данных по выбранному ИВК каналу связи (проводные линии, GSM канал, сеть Ethernet), на верхний уровень системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации во внешние программно-аппаратные комплексы потребителей, сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном рынке электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с регламентом.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2 (Регистрационный № 41681-10), таймеры УСПД, сервера СД и счетчиков. Сравнение времени сервера СД ИВК с таймером приемника осуществляется 1 раз в час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника и сервера СД на величину более ±1 с. Сервер СД осуществляет синхронизацию времени УСПД, а УСПД, в свою очередь, счетчиков, подключенных к УСПД. Сличение времени таймера сервера СД с временем таймеров УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка времени сервером выполняется при достижении расхождения времени таймеров счетчиков и УСПД на величину ±1 с. Сличение времени таймеров счетчиков с временем УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем таймера УСПД ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера СД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Конструкция АИИС КУЭ не предусматривает нанесение на нее знака поверки. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Р 50,2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

BinaryPackControl S. dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476

Идентификационное наименование ПО

CheckDataIntegrity. dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7

Идентификационное наименование ПО

ComlECFunctionS. dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27

Идентификационное наименование ПО

ComModbu SFunctionS. dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917

Идентификационное наименование ПО

ComStdFunctionS. dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373

Идентификационное наименование ПО

DateTimeProce SSing.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D

Идентификационное наименование ПО

SafeValueSDataUpdate.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB

Идентификационное наименование ПО

SimpleVerifyDataStatuSeS.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39

Идентификационное наименование ПО

SummaryCheckCRC. dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5

Идентификационное наименование ПО

ValueSDataProceSSing.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645

Алгоритм расчета цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО - MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2,3,4.

Номер и наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

1

ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-23А

ТОЛ-СЭЩ-10

КТ 0,5; 600/5 Рег.№32139-06

НТМИ-10-66 КТ 0,5; 10000/100 Рег.№ 831-69

Меркурий 230 КТ 0,5S/1,0 Рег.№23345-07

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

2

ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-43

ТОЛ-СЭЩ-10

КТ 0,5; 600/5 Рег.№32139-06

НТМИ-10-66 КТ 0,5; 10000/100 Рег.№ 831-69

Меркурий 230 КТ 0,5S/1,0 Рег.№23345-07

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

3

ПС 220 кВ Нижнекамская, ВЛ 110кВ Нижнекамская - ГПП 1,2 2ц(яч.19)

ТВ-110

КТ 0,2; 1000/1 Рег.№20644-03

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

4

ПС 220 кВ Нижнекамская, ВЛ 110кВ Нижнекамская - ГПП 1,2,9

ТВ-110

КТ 0,2; 1000/1 Рег.№20644-03

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

5

ПС 220 кВ Нижнекамская, ВЛ 110кВ Нижнекамская - ГПП 3,5

ТВ-110

КТ 0,5; 500/1 Рег.№20644-03

НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,5;

(110000/V3 )/(0,1/V3)

Рег.№ 24218-03

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

6

ПС 220 кВ Нижнекамская, ВЛ 110кВ Нижнекамская - ГПП 6,7

ТВУ-110-50 КТ 0,5; 750/1 Рег.№3182-72

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

7

ПС 220 кВ Нижнекамская, ВЛ 110кВ Нижнекамская - ГПП 10

ТВГ-110

КТ 0,2S; 1000/1 Рег.№22440-07

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

8

ПС 220 кВ Нижнекамская, ВЛ 110кВ Нижнекамская - Очистные

ТВУ-110-50 КТ 0,5; 1000/1 Рег.№3182-72

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

9

ПС 220 кВ Нижнекамская, ВЛ 110кВ Нижнекамская - ТАНЕКО

TG145-420 КТ 0,2S; 1000/1 Рег.№30489-05

НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,5;

(110000/V3 )/(0,1/V3)

Рег.№ 24218-03

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17

СИКОН С70 Рег.№28822-05

10

ПС 220 кВ Нижнекамская, Ф-17

ТПЛ-10к(т) КТ 0,5; 300/5 Рег.№2367-68

НАМИ- 10-95УХЛ2 КТ 0,5; 10/0,1 Рег.№ 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

11

ПС 220 кВ Нижнекамская, Ф-24

ТПЛ-10к(т) КТ 0,5; 300/5 Рег.№2367-68

НТМИ-10-66У3 КТ 0,5; 10000/100 Рег.№ 831-69

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

12

ПС 220 кВ Нижнекамская, ВЛ 110кВ Нижнекамская - ГПП 1,2 1ц (яч5)

ТВ-110

КТ 0,2; 1000/1 Рег.№20644-03

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17

СИКОН С70 Рег.№28822-05

13

ПС 220 кВ Нижнекамская, ВЛ 110кВ Нижнекамская - ПАВ 1

ТВГ-110

КТ 0,2S; 1000/1 Рег.№22440-07

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

14

ПС 220 кВ Нижнекамская, ВЛ 110кВ Нижнекамская - Этилен 2

ТВГ-110

КТ 0,2S; 1000/1 Рег.№22440-07

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

15

ПС 220 кВ Заводская, ВЛ 220 кВ Заводская-Танеко

TG145-420 КТ 0,2S; 1000/1 Рег.№30489-05

НКФ-220-58 У1

КТ 0,5; (220000/V3)/

(100/V3)

Рег.№ 14626-95

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

16

ПС 220 кВ Заводская, ВЛ 110 кВ Заводская-ГПП-14

ТВУ-110-II

КТ 0,5; 1000/1 Рег.№3182-72

НКФ 110-83У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 1188-84

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

17

ПС 220 кВ Заводская, ВЛ 110 кВ Заводская-ГПП-15

ТВУ-110-II

КТ 0,5; 1000/1 Рег.№3182-72

НКФ 110-83У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 1188-84

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

18

ПС 220 кВ Заводская, ВЛ 110 кВ Заводская-ГПП-11,16

ТВУ-110-II

КТ 0,5; 1000/1 Рег.№3182-72

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

19

ПС 220 кВ Заводская, ВЛ 110 кВ Заводская-ГПП-12,13

ТВУ-110-II

КТ 0,5; 1000/1 Рег.№3182-72

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

20

ПС 220 кВ Заводская, ВЛ 110 кВ Заводская-ГПП-СОВ

ТВУ-110-II

КТ 0,5; 1000/1 Рег.№3182-72

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

21

ПС 220 кВ Заводская, ВЛ 110 кВ Заводская-ГПП-1,2

ТВУ-110-II

КТ 0,5; 1000/1 Рег.№3182-72

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

22

ПС 220 кВ Заводская, ВЛ 110 кВ Заводская-ГПП-3,4

ТВУ-110-II

КТ 0,5; 1000/1 Рег.№3182-72

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

23

ПС 220 кВ Заводская, ВЛ 110 кВ Заводская-ГПП-23,МОП

ТВ-110/50 КТ 0,5; 1000/1 Рег.№3190-72

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

24

ПС 220 кВ Заводская, ВЛ 110 кВ Заводская-ГПП-5

ТВУ-110-II

КТ 0,5; 1000/1 Рег.№3182-72

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

25

ПС 220 кВ Заводская, ВЛ 110 кВ Заводская-ГПП-21,22

ТВ-110/50 КТ 0,5; 1000/1 Рег.№3190-72

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

26

ПС 220 кВ Нижнекамская, ВЛ 110кВ Нижнекамская - КГПТО

ТВ-110 RN 0,2S; 600/1 Рег.№58640-14

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12

СИКОН С70 Рег.№28822-05

27

ПС 220 кВ Бегишево, ВЛ 110 кВ Бегишево-КГПТО

ТОГФ-110

КТ 0,2S; 1000/1 Рег.№44640-10

ЗНГ-УЭТМ® КТ 0,2; 110000/100 Рег.№ 53343-13

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12

СИКОН С70 Рег.№28822-05

28

ПС 110 кВ Поселковая, В-6 кВ Ф-26

ТЛК-10 КТ 0,5; 200/5 Рег.№9143-06

НАМИ- 10-95УХЛ2 КТ 0,5; 6000/100 Рег.№ 20186-00

Меркурий 234 КТ 0,5S/1,0 Рег.№48266-11

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

29

ПС 110 кВ Соболеково, В-6 кВ Ф-32

ТЛК10-5,6 КТ 0,5; 200/5 Рег.№9143-01

НАМИТ-10-2 КТ 0,5; 6000/100 Рег.№ 18178-99

Меркурий 234 КТ 0,5S/1,0 Рег.№48266-11

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

30

ПС 220 кВ Нижнекамская, 1 ОВ-110кВ

ТВГ-110

КТ 0,2S; 1000/1 Рег.№22440-07

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

31

ПС 220 кВ Нижнекамская, 2 ОВ-110кВ

ТВ-110/50 КТ 0,5; 1000/1 Рег.№3190-72

НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,5; (110000/V3)/ (0,1/V3) Рег.№ 24218-03

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

32

ПС 220 кВ Заводская, 1 ОВ-110 кВ

ТВУ-110-II

КТ 0,5; 2000/1 Рег.№3182-72

НКФ-110-83У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 1188-84

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12

СИКОН С70 Рег.№28822-05

33

ПС 220 кВ Заводская, 2 ОВ-110 кВ

ТВУ-110-II

КТ 0,5; 2000/1 Рег.№3182-72

НКФ-110-57 У1 КТ 0,5; 110000/100 Рег.№ 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

34

ПС 35 кВ Н. Курмашево, В-10 кВ Ф-7

ТОЛ-10-I

КТ 0,5S; 100/5 Рег.№15128-07

НАМИ-10 КТ 0,2; 10000/100 Рег.№ 11094-87

Меркурий 234 КТ 0,5S/1,0 Рег.№48266-11

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

35

ПС 220 кВ Бегишево, ОВ-110 кВ

ТОГФ-110

КТ 0,2S; 1000/1 Рег.№44640-10

ЗНГ-УЭТМ® КТ 0,2; 110000/100 Рег.№ 53343-13

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12

СИКОН С70 Рег.№28822-05

Примечания:

1    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

2    Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденного типа..

3    Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Предприятие-владелец АИИС КУЭ вносят изменения в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Вид

электроэнергии

Метрологические характеристики

Номер ИК

Границы основной погрешности, (5) %

Границы погрешности в рабочих условиях, (5) %

1

2

3

4

27, 35

Активная

±0,6

±1,4

реактивная

±1,2

±2,1

7, 9, 13-15, 26, 30

Активная

±0,8

±1,6

реактивная

±1,8

±2,3

3, 4, 12

Активная

±0,8

±1,7

реактивная

±1,8

±2,7

5, 6, 8, 10, 11, 16-

Активная

±1,1

±3,2

25, 31-33

реактивная

±2,8

±4,7

1, 2, 28, 29

Активная

±1,2

±3,5

реактивная

±3,0

±4,9

34

Активная

±1,0

±3,2

реактивная

±2,6

±3,2

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности Р=0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном Cos ф = 0,8инд., W2%

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

35

Нормальные условия: параметры сети:

-    напряжение, % от ^ом

-    ток, % от ^ом

-    коэффициент мощности, cos ф

-    частота, Гц

температура окружающей среды, °С

от 98 до 102 от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

-    напряжение, % от №ом

-    ток, % от !ном

-    коэффициент мощности, cos ф

-    частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5инд до 0,8емк от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от -40 до +60 от -10 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч

150000

2

70000

2

УССВ:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч сервер:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч

35000

2

100000

1

Глубина хранения информации:

счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

85

- при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной

за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее

5

сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3, 5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

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

Регистрация событий:

-    в журнале событий счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера БД;

-    защита информации на программном уровне;

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой

подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

1

2

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

3

Трансформаторы тока

ТВ-110

12

Трансформаторы тока встроенные

ТВГ-110

12

Трансформаторы тока

ТПЛ-10к(т)

4

Трансформаторы тока

ТВУ-110-50

5

Трансформаторы тока

TG145-420

6

Трансформаторы тока

ТВУ-110-II

30

Трансформаторы тока

ТВ-110/50

9

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

6

Трансформаторы тока

ТОГФ-110

6

Трансформаторы тока

ТВ-110

3

Трансформаторы тока

ТЛК10-5,6

2

Трансформаторы тока

ТЛК-10

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

1

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57 У1

18

Трансформаторы напряжения

НКФ 110-83У1

3

Трансформаторы напряжения

НКФ-220-58 У1

3

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10-2

1

Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные

НАМИ- 10-95УХЛ2

1

Трансформаторы напряжения

НАМИ- 10-95УХЛ2

1

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

3

Трансформаторы напряжения антирезонансные элегазовые

ЗНГ-УЭТМ®

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

3

Счетчики электрической энергии трехфазные статические

Меркурий 230

2

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 234

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М.16

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

24

Контроллеры многофункциональные

ARIS 28xx

4

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

7

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

1

Программное обеспечение

Пирамида 2.0

1

Методика поверки

МП.359116.10.2019

1

Формуляр

ПФ.359116.10.2019

1

Руководство по эксплуатации

РЭ.359116.10.2019

1

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе РЭ.359116.10.2019. Часть 2. Раздел 4 «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ»

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания» НкЭС

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

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

Развернуть полное описание