Приложение к свидетельству № 73331
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Южный Кузбасс»
Назначение средства измерений
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 средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,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.
Лист № 2
Всего листов 12
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 кодирова-
ние 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 50.2.077-
2014.
MD5
Таблица 1 – Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Значение
pso_metr.dll
не ниже 8.0
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
ПО
Лист № 3
Всего листов 12
Метрологические и технические характеристики
Сервер
Вид
элек-
триче-
ской
энергии
HP ProLiant
DL20 Gen9
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
мер
Измерительные компоненты
Но-
Наименование
ИК
точки измерений
ТТТНСчетчик
6
7
Метрологические
характеристики ИК
Границы допус- Границы допускае-
каемой основной мой относительной
относительной по- погрешности в рабо-
грешности, (±δ) % чих условиях, (±δ) %
89
1», 110/6 кВ,
ОРУ-
110 кВ, ввод
Т-1
Кл.т. 0,2
Кл.т. 0,2
Актив-
ная
Реак-
тивная
0,82,0
1,53,4
ПС «Распадская-
1», 110/6 кВ,
ОРУ-
110 кВ, ввод
Т-2
Актив-
ная
Реак-
тивная
0,82,0
1,53,4
Актив-
ная
Реак-
тивная
1,13,3
2,26,4
ПС «Распадская-
2», 110/35/6 кВ,
ОРУ-
110 кВ, ввод
Т-1
12345
ПС «Распадская-
ТФМ-110НАМИ-110 УХЛ1
СЭТ-4ТМ.03.01
1 300/5 110000/√3/100/√3Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16023-97Рег. № 24218-08Рег. № 27524-04
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
ТФМ-110НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,2Кл.т. 0,2СЭТ-4ТМ.03.01
2300/5 110000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16023-97Рег. № 24218-08Рег. № 27524-04
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
ТОЛ-10-IЗНОЛП-6
ПС «Распадская-
Кл.т. 0,5SКл.т. 0,2СЭТ-4ТМ.03.01
31», 110/6 кВ, РУ-6 75/5 6000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/1,0
к
В
, ф. яч. 11
Рег. № 15128-03Рег. № 23544-02Рег. № 27524-04
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
ТБМО-110 УХЛ1 НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,2SКл.т. 0,2СЭТ-4ТМ.03.01
4100/1 110000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23256-05Рег. № 24218-08Рег. № 27524-04
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
Актив-
ная
Реак-
тивная
0,82,1
1,55,0
Лист № 4
Всего листов 12
5
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
6
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
7
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
8
ПСЧ-4ТМ.05М
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
9
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17
10
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
123456789
2», 110/35/6 кВ,
ОРУ-110 кВ, ввод
Т-2
МО-110 УХ
МИ-110 У
Актив-
ная0,82,1
Реак-1,55,0
тивная
ПС «Распадская-
3», 110/35/6 кВ,
ОРУ-
110 кВ, ввод
Т-1
Актив-
ная0,82,1
Реак-1,55,0
тивная
3», 110/35/6 кВ,
ОРУ-
110 кВ, ввод
Т-2
МО-110 УХ
МИ-110 У
ПС 110 кВ Рас-
ф.9
150/56000/100
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,6
тивная
ф.28
Кл.т. 0,5
100/5
Кл.т. 0,5
6000/100
Актив-
HP ProLiant
ная 0,8 2,1
DL20 Gen9
Реак- 1,5 5,0
тивная
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,6
тивная
ская», 110/35/10
кВ, ОРУ-110 кВ,
ввод Т-1
МО-110 УХ
Ф-110-57
ПС «Распадская-
ТБ
Кл.т. 0,2S
Л1 НА
Кл.т. 0,2
ХЛ1
100/1110000/√3/100/√3
Рег. № 23256-05 Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
ТБМО-110 УХЛ1 НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,2SКл.т. 0,2
100/1 110000/√3/100/√3
Рег. № 23256-05 Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
ПС «Распадская-
ТБ
Кл.т. 0,2S
Л1 НА
Кл.т. 0,2
ХЛ1
100/1110000/√3/100/√3
Рег. № 23256-05 Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
ТПЛМ-10НТМИ-6-66
падская-3, ЗРУ-6
Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,5
кВ, 1 СШ 6 кВ,
Рег. № 2363-68Рег. № 2611-70
Фазы: А; С Фазы: АВС
ПС 110 кВ Рас-
ТПЛМ-10НТМИ
-
6
-
66
падская-3, ЗРУ-6
кВ, 2 СШ 6 кВ,
Рег. № 2363-68Рег. № 2611-70
Фазы: А; С Фазы: АВС
ПС «Красногор-
ТБ
Кл.т. 0,2S
Л1НК
Кл.т. 0,5
У1
100/1 110000/√3/100/√3
Рег. № 23256-05 Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
Актив-
HP ProLiant
ная 1,0 2,2
DL20 Gen9
Реак- 1,8 5,1
тивная
Лист № 5
Всего листов 12
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № trial-04
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
123456789
кВ, ОРУ-110 кВ,
ввод Т-2
Кл.т. 0,2S
Кл.т. 0,5
Актив-
ная1,02,2
Реак-1,85,1
тивная
ПС «Районная
котельная», 110/6
кВ, ОРУ-110 кВ,
ввод Т-1
Актив-
ная0,82,1
Реак-1,55,0
тивная
ПС «Районная
котельная», 110/6
кВ, ОРУ-110 кВ,
ввод Т-2
Актив-
ная0,82,1
Реак-1,55,0
тивная
ПС «Томусин-
ская», 110/35/6
кВ, ОРУ-110 кВ,
ввод Т-1
Актив-
ная0,82,1
Реак-1,55,0
тивная
ПС «Томусин-
ская», 110/35/6
кВ, ОРУ-110 кВ,
ввод Т-2
В, ВЛ 35 кВ, У
15
Кл.т. 0,5S
600/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 912-70
ПС «Красногор-
ТБМО
-
110 УХЛ1НКФ-110-57У1
11
ская», 110/35/10
100/1 110000/√3/100/√3
Рег. № 23256-05 Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
ТБМО-110 УХЛ1 НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,2SКл.т. 0,2
12200/1110000/√3/100/√3
Рег. № 23256-05 Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
ТБМО-110 УХЛ1 НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,2SКл.т. 0,2
13200/1110000/√3/100/√3
Рег. № 23256-05 Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
ТБМО-110 УХЛ1 НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,2SКл.т. 0,2
14200/1110000/√3/100/√3
Рег. № 23256-05 Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
ТБМО-110 УХЛ1 НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,2SКл.т. 0,2
15200/1110000/√3/100/√3
Рег. № 23256-05 Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; СФазы: А; В; С
ПС «Томусин-
ТОЛ 35
ЗН
О
М-35
-
65
16
к
ская»,
-
110/35/6
-
Рег. № 21256-03
35000/√3/100/√3
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
Актив-
HP ProLiant
ная 0,8 2,1
DL20 Gen9
Реак- 1,5 5,0
тивная
Trial-
ная1,33,3
Реак-2,56,4
тивная
Лист № 6
Всего листов 12
17
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
18
ПС Клетьевая,
35/6 кВ, ОРУ-35
кВ, ввод Т-1
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
19
ПС Клетьевая,
35/6 кВ, ОРУ-35
кВ, ввод Т-2
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
20
ПС Клетьевая,
35/6 кВ, РУ-6 кВ,
ф. яч. 17
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12
21
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
22
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
123456789
ПС «Томусин-
ская», 110/35/6
кВ, ВЛ - 35 кВ, У-
16
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,56,4
тивная
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,56,4
тивная
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,56,4
тивная
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,6
тивная
ЦРП «РМЗ», РУ-6
кВ, ввод 1, КЛ-6
кВ, ф6-14р
ЦРП «РМЗ», РУ-6
кВ, ввод 2, КЛ-6
кВ, ф6-16р
ТОЛ 35
Кл.т. 0,5S
600/5
Рег. № 21256-03
Фазы: А; В; С
ТОЛ 35
Кл.т. 0,5S
100/5
Рег. № 21256-03
Фазы: А; В; С
ТОЛ 35
Кл.т. 0,5S
100/5
Рег. № 21256-03
Фазы: А; В; С
ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5S
150/5
Рег. № 15128-03
Фазы: А; В; С
ТПОЛ 10
Кл.т. 0,5S
600/5
Рег. № 1261-02
Фазы: А; В; С
ТПОЛ 10
Кл.т. 0,5S
600/5
Рег. № 1261-02
Фазы: А; В; С
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
35000/√3/100/√3
Рег. № 912-70
Фазы: А; В; С
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
35000/√3/100/√3
Рег. № 912-70
Фазы: А; В; С
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
35000/√3/100/√3
Рег. № 912-70
Фазы: А; В; С
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 3344-04
Фазы: А; В; С
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 3344-04
Фазы: А; В; С
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 3344-04
Фазы: А; В; С
Актив-
HP ProLiant
ная 1,3 3,3
DL20 Gen9
Реак- 2,5 6,4
тивная
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,56,4
тивная
Лист № 7
Всего листов 12
23
ЦРП «Томусин-
ского», РУ-6 кВ,
ввод 1, КЛ-6 кВ,
ф6-17п
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
24
ЦРП «Томусин-
ского», РУ-6 кВ,
ввод 2, КЛ-6 кВ,
ф6-19п
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
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17
Продолжение таблицы 2
123456789
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 3344-04
Фазы: А; В; С
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,56,4
тивная
ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5S
400/5
Рег. № 15128-03
Фазы: А; В; С
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
Актив-
ная1,23,3
Реак-2,55,2
тивная
Фазы: А; С
УХЛ2
Кл.т. 0,5
6000/100
Актив-
ная1,33,3
Фазы: А; С
УХЛ2
Кл.т. 0,5
6000/100
Реак-2,55,6
HP ProLiant
тивная
DL20 Gen9
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,6
тивная
Фазы: В; С
ТОЛ-10-I
НАМИ-10-95
ЦРП Котельной 6
К
л
.т. 0,5
25кВ, ячейка ввода1000/5
6 кВ
№1
Рег. № 15128-03
Рег. № 20186-00
Фазы: АВС
ТОЛ-10-I
НАМИ-10-95
ЦРП Котельной
К
л
.т. 0,5
266 кВ, ячейка вво-1000/5
да 6 кВ №2
Рег. № 15128-03
Рег. № 20186-00
Фазы: АВС
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Лист № 8
Всего листов 12
Примечания:
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при
доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 3-7, 10-23 для тока 2 % от I
ном
, для остальных ИК – для тока 5 % от I
ном
;
cos
j
= 0,8инд.
4Допускается 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.
Лист № 9
Всего листов 12
от 95 до 105
от 90 до 110
90000
2
165000
2
220000
2
113
10
56
10
Значение
26
от 1 до 120
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от +5 до +35
от +20 до +25
100000
1
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 3-7, 10-23
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей trial, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 3-7, 10-23
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,
°С
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
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
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 36697-12):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 36697-17):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Лист № 10
Всего листов 12
Надежность системных решений:
защитаоткратковременныхсбоевпитаниясервераспомощьюисточника
бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация орезультатахизмеренийможет
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.
-
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,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 средства измерений
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
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
2
ТФМ-110
ТОЛ-10-I
ТБМО-110 УХЛ1
Количество,
шт./экз.
3
6
16
30
Лист № 11
Всего листов 12
Продолжение таблицы 4
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения антирезонансные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения измерительные
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные
Счетчики электрической энергии многофункциональные
Счетчики электрической энергии многофункциональные
Счетчики электрической энергии многофункциональные
3
4
12
6
30
3
2
6
12
15
2
21
1
4
Сервер
1
Методика поверки
Паспорт-формуляр
2
ТПЛМ-10
ТОЛ 35
ТПОЛ 10
НАМИ-110 УХЛ1
ЗНОЛП-6
НТМИ-6-66
НКФ-110-57У1
ЗНОМ-35-65
ЗНОЛ.06
НАМИ-10-95 УХЛ2
СЭТ-4ТМ.03
ПСЧ-4ТМ.05М
СЭТ-4ТМ.03М
HP ProLiant DL20
Gen9
МП ЭПР-142-2019
ЭНСТ.411711.176.ФО
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМПЭПР-142-2019«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
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 GlobalPositioningSystem(GPS)(регистрационныйномервФедеральном
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);
-
термометрстеклянныйжидкостныйвибростойкийавиационныйТП-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 методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
АИИС КУЭ ПАО «Южный Кузбасс», свидетельство об аттестации № 161/RA.RU.312078/2019.
Лист № 12
Всего листов 12
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
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергосистемы» (ООО «Энергосистемы»)
ИНН 3328498209
Адрес: 600028, г. Владимир, ул. Сурикова, д. 10 «А», помещение 10
Телефон (факс): (4922) 60-23-22
Web-сайт: ensys.su
E-mail:
Испытательный центр
Обществосограниченнойответственностью«ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская,
д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.