Untitled document

Приложение к свидетельству № 73065

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 14

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

троэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измере-

ний активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной

информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизиро-

ванную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в

себя трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН) и счетчики

активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства

приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных

компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.

2 уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС

КУЭ, включающий в себя:

– ИВКЭ ПС «Омичка» и информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Когалым-

ских ЭС АО «Тюменьэнерго», включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее

– УСПД) ЭКОМ-3000 каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных АО «Тюменьэнер-

го»филиалКогалымскиеэлектрическиесети,устройствосинхронизациивремени

(далее – УСВ), входящее в состав УСПД;

– ИВКЭ ПС 220/110/10кВ «Литейная» и ИВК ПАО «ФСК ЕЭС», включающий в себя

УСПД TK16L каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных ПАО «ФСК ЕЭС», радио-

сервер точного времени РСТВ-01 (далее – РСТВ-01);

– ИВКЭ ПС ПС 35/10 кВ «Вербежичи» и ИВК филиала ПАО «МРСК Центра и Привол-

жья» - «Калугаэнерго», г. Калуга, включающий в себя УСПД СИКОН С10, каналообразующую

аппаратуру, сервер сбора данных филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнер-

го», г. Калуга, устройство синхронизации времени УСВ-1 (далее – УСВ-1);

– ИВКЭ ПС 110/35/6кВ «Аксинино» и ИВК филиала ПАО «МРСК Центра» - «Брянск-

энерго», г. Брянск, включающий в себя УСПД СИКОН С70, каналообразующую аппаратуру,

сервер сбора данных филиала ПАО «МРСК Центра» - «Брянскэнерго», г. Брянск, устройство

синхронизации времени УСВ-1 (далее – УСВ-1);

– ИВКЭ ПС 110/35/6кВ «Дмитровская» и ИВК филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орел-

энерго», г. Орел, включающий в себя УСПД RTU-325L, устройство синхронизации времени

УСВ-2 (далее – УСВ-2), каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных филиала ПАО

«МРСК Центра» - «Орелэнерго», г. Орел.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ООО «ТЭК-Энерго»,

включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, авто-

матизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее – ПО)

ПК «Энергосфера».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в

аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соот-

ветствующие 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 пе-

риод реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной

мощности.

Лист № 2

Всего листов 14

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 значе-

ние мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК №№ 1-3 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических

средств приема-передачи поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение резуль-

татов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств изме-

рений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи

(интефейс RS-485).

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общерос-

сийской) электрической сети (далее – ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос

УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основ-

ного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи Ethernet.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку

измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полу-

ченные данные в базу данных (далее – БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС. В сервере БД ИВК

АИИС КУЭ ЕНЭС информация о результатах измерений приращений потребленной электриче-

ской энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет

по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «же-

стком» диске. Между ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Цен-

тра происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи элек-

троэнергетики (ЕЦССЭ).

Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС автоматически

формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматически передает

его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом

(далее – ИАСУ КУ) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС», а так же всем заинтересованным лицам.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии

и мощности, которые передаются от счетчиков и ИВК, поскольку используется цифровой метод

передачи данных.

Для ИК № 4-10 цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством проводных линий

связи RS-485 поступает в УСПД, где производится обработка измерительной информации (ум-

ножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений

на сервер БД филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго» (ИК №4), на сервер

БД филиала ПАО «МРСК Центра» - «Брянскэнерго» (ИК № 5-9), на сервер БД филиала ПАО

«МРСК Центра» - «Орелэнерго» (ИК № 10). Передача результатов измерений на верхний уро-

вень АИИС КУЭ происходит по каналу GSM. Роль передающего устройства выполняют GSM

модемы.

Для ИК № 11-12 цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством проводных линий

связи RS-485 поступает в УСПД, где производится сбор, хранение и передача результатов из-

мерений на сервер БД филиала "Когалымские электрические сети" АО «Тюменьэнерго». Пере-

дача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ происходит по каналу GSM. Роль

передающего устройства выполняют GSM модемы. На верхнем – третьем уровне производится

обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и хране-

ние информации.

Для ИК №№ 13-14 цифровой сигнал с выходов счетчиков с использованием GSM/GPRS

коммуникатора поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление элек-

троэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измери-

тельной информации и ее накопление.

Измерительная информация записывается в ИВК ООО «ТЭК-Энерго» базу данных в ав-

томатическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выде-

ленным каналам связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам (ПАК АО

«АТС», АО «СО ЕЭС», смежные субъекты ОРЭ).

Лист № 3

Всего листов 14

В АИИС КУЭ реализован информационный обмен данными макетами XML формата

80020, 80030 со смежными системами: Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК

Центра и Приволжья» (Рег. № 65408-16), Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Литейная»

(Рег. № 64672-16), Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Брянскэнерго» Региональная сете-

вая компания для оптового рынка электроэнергии (Рег. № 35371-07), Система автоматизиро-

ванная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ОАО «МРСК Центра» по точкам поставки в границах филиала «Орелэнерго» (Рег. № 57683-14),

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электро-

энергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети»

(Рег. № 46303-10).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровень счетчиков, ИВКЭ и ИВК ООО «ТЭК-Энерго». АИИС КУЭ оснащена устройствами

синхронизации времени, на основе приемников сигналов точного времени от спутников гло-

бальной системы позиционирования (GPS).

Для ИК №№ 1-3 в качестве источника точного времени используется РСТВ-01, для

ИК №№ 4-9 в качестве источника точного времени используется УСВ-1, для ИК № 10 в качест-

ве источника точного времени используется УСВ-2, для ИК №№ 11-12 в качестве источника

точного времени используется устройство синхронизации времени, на базе GPS-приемника,

входящего в состав УСПД ЭКОМ-3000, для ИК №№ 13-14 в качестве источника точного вре-

мени используется устройство синхронизации времени, на базе GPS-приемника (ССВ-1Г), кор-

ректирующего время ИВК ООО «ТЭК-Энерго».

Для ИК №№ 1-3 коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и

времени сервера точного времени РСТВ-01 более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не

более ± 1 с. Часы ИВК ОАО «ФСК ЕЭС» синхронизируются от РСТВ-01, погрешность синхро-

низации не более ± 1 с.

Для ИК №№ 4-9 синхронизация часов ИВК осуществляется от часов УСВ-1, погреш-

ность синхронизации не более ± 1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении ча-

сов УСПД и часов ИВК более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не более ± 1 с.

Для ИК № 10 синхронизация часов ИВК осуществляется от часов УСВ-2, погрешность

синхронизации не более ± 1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов

УСПД и часов ИВК более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не более ± 1 с.

Для ИК №№ 11-12 коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и

времени приемника более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не более ± 1 с. Часы ИВК

Когалымских ЭС ОАО «Тюменьэнерго» синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1

раз в 60 минут, коррекция часов сервера проводится при расхождении часов ИВК и УСПД бо-

лее чем на ± 1 с.

Для ИК №№ 13-14 часы ИВК синхронизируются от часов устройства синхронизации

времени, на базе GPS-приемника (ССВ-1Г). Погрешность синхронизации не более ± 2 с.

Для ИК №№ 1-3 часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1

раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится не чаще одного раза в сутки при расхо-

ждении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с.

Для ИК №№ 4-9 часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД при каждом опросе

счетчика, коррекция часов счетчиков проводится не чаще одного раза в сутки при расхождении

часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с.

Для ИК № 10 часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз

в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится не чаще одного раза в сутки при расхожде-

нии часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с.

Для ИК №№ 11-12 часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью

1 раз в 60 минут, коррекция часов счетчиков проводится не чаще одного раза в сутки при рас-

хождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 3 с.

Лист № 4

Всего листов 14

Для ИК №№ 13-14 часы счетчиков синхронизируются от часов ИВК ООО «ТЭК-

Энерго» при каждом опросе, коррекция часов счетчиков проводится не чаще одного раза в су-

тки при расхождении часов счетчика и ИВК более чем на ± 1 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, се-

кунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды)

коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и

корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 6.4, в состав которо-

го входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту про-

граммного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами дос-

тупа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое

программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

ПО

Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признакиЗначение

Идентификационное наименование ПО ПК «Энергосфера»

Библиотека pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер)

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПОСBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентифи-

катора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,

указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 5

Всего листов 14

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Измерительные компоненты

Номер ИК

УСПД/

УСВ

Вид

электро-

энергии

активная

реактивная

Trial Рег.

№ 36643-

07/ РСТВ-

01 Рег. №

40586-12

активная

реактивная

активная

реактивная

Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Наименование

объекта

ТТТНСчётчик

6

7

Метрологические

характеристики ИК

Погреш-

Основнаяность в

погреш- рабочих

ность, % условиях,

%

89

ТГФМ-110-УХЛ

Кл. т. 0,2S

Коэф. тр. 600/5

Рег. № 52261-12

±0,8±1,6

±1,8±2,8

ТГФМ-110-УХЛ

Кл. т. 0,2S

Коэф. тр. 600/5

Рег. № 52261-12

12345

ПС Литейная НКФ-110-57 У1

220/110кВ; ВводКл. т. 0,5EPQS-111.21.18LL

1110кВ ВЛ-110кВКоэф. тр. Кл. т. 0,2S/0,5

Литейная -110000:√3/100:√3Рег. № 25971-06

ЦементнаяРег. № 142015-94

ПС ЛитейнаяНКФ-110-57 У1

220/110кВ; ВводКл. т. 0,5EPQS-111.21.18LL

2110кВ ВЛ-110кВКоэф. тр. Кл. т. 0,2S/0,5

Литейная Дять-110000:√3/100:√3Рег. № 25971-06

ковская Рег. № 14205-94

±0,8±1,6

±1,8±2,8

Кл. т. 0,2S

Коэф. тр. 600/5

Рег. № 52261-12

Ф-110-57

ПС Литейная

ТГФМ-110-УХЛ

НК

Кл. т. 0,5

У1

EPQS-111.21.18LL

3220/110кВ; ОМВ Коэф. тр. Кл. т. 0,2S/0,5

110кВ110000:√3/100:√3Рег. № 25971-06

Рег. № 142015-94

TK16L

Рег. №

36643-07/

РСТВ-01

Рег. №

40586-12

±0,8±1,6

±1,8±2,8

Лист № 6

Всего листов 14

ТФЗМ-35Б-1У1

Кл. т. 0,5

Коэф. тр. 100/5

Рег. № 3689-73

ЗНОМ-35-65 У1

Кл. т. 0,5

Коэф. тр.

35000:√3/100:√3

Рег. № 912-70

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

5

ПС Аксинино

110/35/6кВ;

Ввод 110кВ ВЛ

110кВ Аксинино

- Богородицкая

ЗНОГ-110 У1

Кл. т. 0,5

Коэф. тр.

110000:√3/100:√3

Рег. № 23894-12

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

6

ТФНД-110М

Кл. т. 0,5

Коэф. тр. 300/5

Рег. № 2793-71

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

7

ПС Аксинино

110/35/6кВ;

Ввод 110кВ

ОМВ 110кВ

ТФЗМ-110Б-1У1

Кл. т. 0,5

Коэф. тр. 600/5

Рег. № 2793-88

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

СИКОН

С70

Рег. №

28822-05/

УСВ-1

Рег. №

28716-05

Продолжение таблицы 2

12

3

4

5

789

ПС Вербежичи

35/10кВ; ввод

435кВ ВЛ-35кВ

«Вербежичи-

Бытошь»

6

СИКОН

С10

Рег. №

21741-03/

УСВ-1

Рег. №

28716-05

активная±1,1±3,1

реактивная±2,6±5,0

ТФНД-110М

Кл. т. 0,5

Коэф. тр. 600/5

Рег. № 2793-71

ТФЗМ-110Б-У1

Кл. т. 0,5

Коэф. тр. 600/5

Рег. № 32825-11

активная±1,1±3,0

реактивная±2,6±4,6

ПС Аксинино

110/35/6кВ;

Ввод 110кВ ВЛ

110кВ Аксинино

-Шаблыкино

активная±1,1±3,0

реактивная±2,6±4,6

ЗНОГ-110 У1

Кл. т. 0,5

Коэф. тр.

110000:√3/100:√3

Рег. № 23894-12

ЗНОГ-110 У1

Кл. т. 0,5

Коэф. тр.

110000:√3/100:√3

Рег. № 23894-12

активная±1,1±3,0

реактивная±2,6±4,6

Лист № 7

Всего листов 14

ЗНОМ-35-65 У1

Кл. т. 0,5

Коэф. тр.

35000:√3/100:√3

Рег. № 912-70

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

ТФН-35

Кл. т. 0,5

Коэф. тр. 50/5

Рег. № 664-51

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

СИКОН

С70

Рег. №

28822-05/

УСВ-1

Рег. №

28716-05

ТФНД-110М

Кл. т. 0,5

Коэф. тр. 400/5

Рег. № 2793-71

ТФЗМ-110Б-IV У1

Кл. т. 0,5

Коэф. тр. 400/5

Рег. № 26422-06

НКФ110-83У1

Кл. т. 0,5

Коэф. тр.

110000:√3/100:√3

Рег. № 1188-84

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

ТФЗМ-35А-ХЛ1

Кл. т. 0,5

Коэф. тр. 200/5

Рег. № 26418-04

НАМИ-35 УХЛ1

Кл. т. 0,5

Коэф. тр. 35000/100

Рег. № 19813-05

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-12

Продолжение таблицы 2

12

4

5

6

789

ПС Аксинино

110/35/6кВ;

8 Ввод 35кВ ВЛ

35кВ Аксиньино

-Юрьевская

3

ТФН-35М

Кл. т. 0,5

Коэф. тр. 200/5

Рег. № 664-51

ТФЗМ-35А-У1

Кл. т. 0,5

Коэф. тр. 200/5

Рег. № 3690-73

активная±1,1±3,0

реактивная±2,6±4,6

ПС Аксинино

110/35/6кВ;

9 Ввод 35кВ ВЛ

35кВ Аксинино-

Ильинская

ЗНОМ-35-65 У1

Кл. т. 0,5

Коэф. тр.

35000:√3/100:√3

Рег. № 912-70

активная±1,1±3,0

реактивная±2,6±4,6

ПС 110/35/10кВ

Дмитровск; Ввод

10ВЛ 110 Дмит-

ровск-

Лопандино

RTU-325L-

E2-512-M2-

B2

Рег. №

37288-08/

УСВ-2

Рег. №

41681-10

активная±1,2±3,3

реактивная±2,8±5,7

ПС 110/35/6 кВ

«Омичка», ОРУ-

11 35 кВ, 1С-35 кВ,

ЛР-35 кВ, ВЛ-35

кВ «Trial-1»

ЭКОМ-

3000

Рег. №

17049-04

активная±1,1±3,0

реактивная±2,7±4,8

Лист № 8

Всего листов 14

ПС 110/35/6 кВ

ЛР-35 кВ, ВЛ-35

Кл. т. 0,5

Рег. № 36697-08

3000

17049-04

реактивная

±2,7

±4,8

1АТ, ЛР-6кВ

ТЛШ-10

Кл. т. 0,5

Рег. № 11077-03

Коэф. тр.

Кл т. 0,2S/0,5

14

ПС

ТР-6кВ «3СТ»

ТЛШ-10

Рег. № 11077-03

Коэф. тр.

Кл. т. 0,2S/0,5

Продолжение таблицы 2

123456789

«Омичка», ОРУ-

ТФЗМ-35А-ХЛ1 НАМИ-35 УХЛ1

СЭТ-4ТМ.03М

ЭКОМ-

активная ±1,1 ±3,0

1235 кВ, 2С-35 кВ,

Коэф. тр. 200/5Коэф. тр. 35000/100

Кл. т. 0,2S/0,5Рег. №

кВ «

Ч

ай

к

а-

2

»

Рег. № 26418-04 Рег. № 19813-05

ПСЗНОЛ.06-6 УЗ

220/110/10/6кВКл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03активная±1,1±3,0

13«Когалым»,

Коэф. тр. 3000/5

6000:√3/100:√3 Рег.

.

№ 27524-04 ССВ-1Г реактивная±2,6±4,6

«1АТ»Рег. № 3344-04Рег. №

ЗНОЛ.06-6 УЗ

58301-14

220/110/10/6кВ Кл. т. 0,5S

Кл. т. 0,5 СЭТ-4ТМ.03 активная ±1,1 ±3,0

«

Когалым», 3СТ, Коэф. тр. 3000/5

6000:√3/100:√3 Рег. № 27524-04 реактивная ±2,6 ±4,6

Рег. № 3344-04

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ±5 с.

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 cos

j

= 0,8 инд I=0,02(0,05)·I

ном

и температуры окружающего воздуха в месте располо-

жения счетчиков электроэнергии ИК №№ 1, 2, 3, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 от 0 до плюс 40 °C; для ИК № 4 от минус 30 до плюс 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 мет-

рологических характеристик.

5. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных trial.

6. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хра-

нится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Лист № 9

Всего листов 14

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

от 90 до 110

от 2 до 120

от 0,5

инд

до 0,8

емк

от 49,6 до 50,4

от -40 до +60

70000

90000

165000

140000

2

55000

70000

100000

75000

2

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика EРQS-111.21.18LL

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.01, СЭТ-4ТM.03M

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

для УСПД ТК16L

для УСПД СИКОН С10, СИКОН С70

для УСПД RТU-325L-E2-512-M2-B2

для УСПД ЭКОM-3000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Значение

2

14

Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

1

Количество измерительных каналов

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos

j

- температура окружающей среды,

о

С

от 99 до 101

от 100 до 120

от 49,85 до 50,15

0,9

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

- температура окружающей среды для ТТ и ТН,

о

С

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков,

о

С:

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера,

о

С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

70000

1

Лист № 10

Всего листов 14

114

45

10

2

Значение

Продолжение таблицы 3

1

Наименование характеристики

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлени-

ях, сутки, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, суток, не менее

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

менее

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни-

ка бесперебойного питания;

–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

– журнал счётчика:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике;

– журнал УСПД:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике и УСПД;

– пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– электросчётчика;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– УСПД;

– сервера;

– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

– электросчетчика;

– УСПД;

– сервера.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– УСПД (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

– о результатах измерений (функция автоматизирована).

Лист № 11

Всего листов 14

Цикличность:

– измерений 30 мин (функция автоматизирована);

– сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским

способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие

средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

EРQS-111.21.18LL

3

СЭТ-4ТM.03

8

СЭТ-4ТM.03M.01

1

СЭТ-4ТM.03M

1

СЭТ-4ТM.03M

1

Обозначение

2

ТГФМ-110-УХЛ

ТФЗМ-35Б-1У1

ТФНД-110М

ТФЗМ-110Б-У1

ТФЗМ-110Б-1У1

ТФН-35М

ТФЗМ-35А-У1

ТФН-35

ТФЗМ-110Б-1У1

ТФЗМ-35А-ХЛ1

ТЛШ-10

НКФ-110-57 У1

ЗНОМ-35-65 У1

ЗНОГ-110 У1

НКФ110-83У1

НАМИ-35 УХЛ1

ЗНОЛ.06-6 УЗ

НКФ110-83У1

НАМИ-35 УХЛ1

ЗНОЛ.06-6 УЗ

Количество, шт.

3

9

2

7

1

3

1

2

1

4

6

9

6

3

2

6

3

2

6

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

1

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения