Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Южный Кузбасс"
| Номер в ГРСИ РФ: | 74487-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергосистемы", г.Владимир |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74487-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Южный Кузбасс" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 176 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергосистемы", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 74487-19: Описание типа СИ | Скачать | 121.4 КБ | |
| 74487-19: Методика поверки МП ЭПР-142-2019 | Скачать | 11.9 MБ |
Описание типа
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 кВт^ч 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 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
|
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 Рег. № 16023-97 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
HP ProLiant DL20 Gen9 |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2,0 3,4 |
|
2 |
ПС «Распадская-1», 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-2 |
ТФМ-110 Кл.т. 0,2 300/5 Рег. № 16023-97 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2,0 3,4 | |
|
3 |
ПС «Распадская-1», 110/6 кВ, РУ-6 кВ, ф. яч. 11 |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S 75/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-6 Кл.т. 0,2 6000/^3/100/^3 Рег. № 23544-02 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,3 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 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2,1 5,0 | |
Продолжение таблицы 2
|
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 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
HP ProLiant DL20 Gen9 |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2,1 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 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2,1 5,0 | |
|
7 |
ПС «Распадская-3», 110/35/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-2 |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 100/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2,1 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 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | |
|
9 |
ПС 110 кВ Распадская-3, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, ф.28 |
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-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | |
|
10 |
ПС «Красногорская», 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-1 |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 100/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
HP ProLiant DL20 Gen9 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,2 5,1 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
11 |
ПС «Красногорская», 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-2 |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 100/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,2 5,1 | |
|
12 |
ПС «Районная котельная», 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-1 |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2,1 5,0 | |
|
13 |
ПС «Районная котельная», 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-2 |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2,1 5,0 | |
|
14 |
ПС «Томусин-ская», 110/35/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-1 |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2,1 5,0 | |
|
15 |
ПС «Томусин-ская», 110/35/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т-2 |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
HP ProLiant DL20 Gen9 |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2,1 5,0 |
|
16 |
ПС «Томусин-ская», 110/35/6 кВ, ВЛ - 35 кВ, У-15 |
ТОЛ 35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 21256-03 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 6,4 |
Продолжение таблицы 2
|
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 Рег. № 21256-03 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 6,4 | |
|
18 |
ПС Клетьевая, 35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, ввод Т-1 |
ТОЛ 35 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 21256-03 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 6,4 | |
|
19 |
ПС Клетьевая, 35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, ввод Т-2 |
ТОЛ 35 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 21256-03 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 6,4 | |
|
20 |
ПС Клетьевая, 35/6 кВ, РУ-6 кВ, ф. яч. 17 |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | |
|
21 |
ЦРП «РМЗ», РУ-6 кВ, ввод 1, КЛ-6 кВ, ф6-14р |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 1261-02 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
HP ProLiant DL20 Gen9 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 6,4 |
|
22 |
ЦРП «РМЗ», РУ-6 кВ, ввод 2, КЛ-6 кВ, ф6-16р |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 1261-02 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 6,4 |
Продолжение таблицы 2
|
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/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
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/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
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. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
HP ProLiant DL20 Gen9 |
Активная Реактивная |
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. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
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;
cos9 = 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
26 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном для ИК №№ 3-7, 10-23 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
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 1ном |
от 90 до 110 |
|
для ИК №№ 3-7, 10-23 для остальных ИК |
от 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
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-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.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-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.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 |
Продолжение таблицы 4
|
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-4ТМ.05М |
1 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.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
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
Смотрите также
