Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «ЕвразЭнергоТранс» промплощадки КГОК предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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), 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора данных (ССД), сервер обмена данными (СОД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС-приемника типа ИСС, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
В измерительных каналах (ИК) №№ 1 -9 цифровой сигнал с выхода счетчика по каналам связи поступает на 2-ой уровень системы, где осуществляется обработка измерительной информации, ее хранение и передача данных по каналам связи на 3-ий уровень системы в ССД, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
В ИК №№ 10 - 17 цифровой сигнал с выхода счетчика по каналам связи поступает на
3-ий уровень системы в ССД.
На верхнем - 3-ем уровне системы ССД выполняет дальнейшую обработку измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и отображение информации на мониторах АРМ. СОД считывает данные из базы данных ССД и осуществляет передачу в ПАК АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежным субъектам и другим заинтересованным организациям через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производит СОД.
АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от других смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.
Сравнение шкалы времени ССД со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии любого расхождения шкалы времени ССД со шкалой времени УССВ производится синхронизация шкалы времени ССД.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени ССД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени ССД более 2 секунд, производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени ССД осуществляется во время сеанса связи с УСПД. При наличии расхождения шкалы времени УСПД со шкалой времени ССД более 2 секунд, производится синхронизация шкалы времени УСПД.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени УСПД более 2 секунд, производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и ССД.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «ЕвразЭнергоТранс» промплощадки КГОК.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8.1 |
| Наименование программного модуля ПО | pso metr.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| & <и м о я | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ/Сервер | Вид электрической энергии и мощности |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 220 кВ Качканар, РУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Качканар - ГОК № 1 | GSR 600/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 25477-08 | НАМИ-110 УХЛ1 110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 24218-13 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | УСПД: «ЭКОМ-3000» Рег. № 17049-09 УССВ: ИСС Рег. № 71235-18 ССД: HPE ProLiant DL360 Gen10 СОД: DELL PowerEdge 2950 | активная реактивная |
| 2 | ПС 220 кВ Качканар, РУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Качканар - ГОК № 2 | GSR 600/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 25477-08 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 3 | ПС 220 кВ Качканар, РУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Качканар - ГОК № 3 | GSR 600/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 25477-08 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 4 | ПС 220 кВ Качканар, РУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Качканар - ГОК № 4 | GSR 600/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 25477-08 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 5 | ПС 220 кВ Качканар, РУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Качканар - ГОК № 5 | GSR 600/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 25477-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 6 | ПС 220 кВ Качканар, РУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Качканар - ГОК № 6 | GSR 600/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 25477-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | ПС 220 кВ Качканар, РУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Качканар - ГОК № 9 | GSR 600/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 25477-08 | НАМИ-110 УХЛ1 110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 24218-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УСПД: «ЭКОМ-3000» Рег. № 17049-09 УССВ: ИСС Рег. № 71235-18 ССД: HPE ProLiant DL360 Gen10 СОД: DELL PowerEdge 2950 | активная реактивная |
| 8 | ПС 220 кВ Качканар, РУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Качканар - ГОК № 10 | GSR 600/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 25477-08 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 9 | ПС 220 кВ Качканар, РУ-110 кВ, ОВМ-110 кВ | ТФЗМ 110Б 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 24811-03 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 10 | ПС 110 кВ ПС № 3 (г. Качканар), ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 24, Ввод 6 кВ Т-1 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-08 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | УССВ: ИСС Рег. № 71235-18 ССД: HPE ProLiant DL360 Gen10 СОД: DELL PowerEdge 2950 | активная реактивная |
| 11 | ПС 110 кВ ПС № 3 (г. Качканар), Ввод 0,4 кВ ТСН-1 | ТОП-0,66 75/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15174-06 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 12 | ПС 110 кВ ПС № 3 (г. Качканар), ЗРУ 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 4, Ввод 6 кВ Т-2 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-08 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 13 | ПС 110 кВ ПС № 3 (г. Качканар), Ввод 0,4 кВ ТСН-2 | ТОП М-0,66 У3 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 59924-15 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 14 | ПС 110 кВ № 9, ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 10 | ТПЛ-10-М 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 22192-07 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | УССВ: ИСС Рег. № 71235-18 ССД: HPE ProLiant DL360 Gen10 СОД: DELL PowerEdge 2950 | активная реактивная |
| 15 | ПС 110 кВ № 9, ЗРУ 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 14 | ТПЛ-10-М 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 22192-07 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 16 | ПС 110 кВ № 10, ЗРУ 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 20 | ТПЛ-НТЗ 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69608-17 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 17 | ТП 1022 6 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТШП-0,66 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15173-06 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
П р и м е ч а н и я
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических
характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
5 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы основной относительной погрешности измерений, (+ б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (+ б), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 - 8 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) | ^1ном — ^1 — 1,21,ном | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 1,0 | 1,2 |
| 0,211ном — ^1 < ^1ном | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 1,0 | 1,2 |
| 0,0511ном — I < 0,211ном | 0,6 | 0,8 | 1,2 | 0,8 | 1,1 | 1,4 |
| 0,0111ном — I1 < 0,0511ном | 1,0 | 1,3 | 2,0 | 1,3 | 1,5 | 2,2 |
| 9 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) | ^1ном — I1 — 1,211ном | 0,7 | 1,1 | 1,9 | 0,9 | 1,3 | 2,1 |
| 0,211ном — I1 < 11ном | 0,9 | 1,5 | 2,7 | 1,1 | 1,7 | 2,8 |
| 0,0511ном — I1 < 0,211ном | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 1,8 | 2,9 | 5,3 |
| 10; 12; 14; 15 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 11ном — I1 — ^^ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,7 | 2,2 | 2,9 |
| ^^ном — I1 < I1нOM | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,8 | 2,4 | 3,5 |
| 0,05Ilном — I1 < 0,2Ilном | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,3 | 3,4 | 5,7 |
| 11; 17 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) | I1нOM — I1 — ^^ном | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 2,6 |
| ^^ном — I1 < I1ном | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,7 | 2,3 | 3,2 |
| 0,05IlHом — I1 < 0,2IlHом | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 2,2 | 3,3 | 5,6 |
| 13 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) | I1ном — I1 — ^^ном | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 2,6 |
| 0,211ном — ^1 < ^1ном | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 2,6 |
| 0,05^ — I1 < 0,2Itani | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,7 | 2,3 | 3,2 |
| 0,0^1ном — I1 < 0,05Ilном | 2,0 | 2,9 | 5,4 | 2,6 | 3,4 | 5,6 |
| 16 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | I1ном — I1 — ^^ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,7 | 2,2 | 2,9 |
| ^^ном — I1 < I1ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,7 | 2,2 | 2,9 |
| 0,05Ilном — I1 < 0,2Ilном | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,8 | 2,4 | 3,5 |
| 0,0П1ном — Il < 0,05Ilном | 2,1 | 3,0 | 5,5 | 2,7 | 3,5 | 5,8 |
| П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до плюс 40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. |
мощность)
| | | Метрологические характеристики ИК |
| Номер ИК | Диапазон тока | Границы относительной основной погрешности измерений, (+ б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (+ б), % |
| | | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 - 4; 8 | S о я нн" (N VI нн" VI S о я " | 0,9 | 0,7 | 1,3 | 1,1 |
| S о X нн" V нн" VI S о я " (N о" | 0,9 | 0,7 | 1,3 | 1,2 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) | 0,051 !ном < I , < 0,21 !ном | 1,3 | 1,0 | 1,9 | 1,6 |
| 0,021 !ном < I ! < 0,051 !ном | 2,2 | 1,6 | 3,3 | 2,5 |
| 5 - 7 | S о я " VI " VI S о я " | 1,0 | 0,8 | 2,0 | 1,9 |
| S о X " V " VI S о я " (N <э | 1,0 | 0,8 | 2,0 | 1,9 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) | 0,051 !ном < I ! < 0,21 !ном | 1,1 | 0,9 | 2,1 | 2,0 |
| 0,021 !ном < I ! < 0,051 !ном | 2,0 | 1,5 | 2,6 | 2,3 |
| 9 | 11ном < 1 1 < 1>211 ном | 1,6 | 1,0 | 1,8 | 1,4 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5) | S о X " V " VI S о я " (N с? | 2,2 | 1,4 | 2,4 | 1,6 |
| 0,051 1Ном < I 1 < 0,21 1Ном | 4,3 | 2,5 | 4,5 | 2,8 |
| 10; 12; 14; 15 | м о н нн" VI нн" VI м о н " | 2,1 | 1,5 | 2,7 | 2,3 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | S о S " V " VI S о S " <э | 2,6 | 1,8 | 3,2 | 2,5 |
| 0,05I 1ном < I 1 < 0,2I 1ном | 4,7 | 2,9 | 5,5 | 3,8 |
| 11; 17 | м о н нн" VI нн" VI м о н "1 | 1,8 | 1,3 | 2,5 | 2,2 |
| (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) | S о X "1 V "1 VI S о я "1 с? | 2,4 | 1,6 | 3,1 | 2,4 |
| 0,05!Шом < I1 < 0,2"1ном | 4,5 | 2,8 | 5,4 | 3,7 |
| 13 | м о н нн" VI нн" VI м о н "1 | 1,8 | 1,3 | 2,5 | 2,2 |
| S о X "1 V "1 VI S о я "1 с? | 1,8 | 1,4 | 2,6 | 2,3 |
| (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) | 0,05"1ном < I1 < 0,2"1ном | 2,8 | 1,9 | 4,0 | 3,1 |
| 0,02!Шом < I1 < 0,05"1ном | 5,2 | 3,3 | 7,1 | 5,0 |
| 16 | м о н нн" VI нн" VI м о н "1 | 2,1 | 1,5 | 2,7 | 2,3 |
| S о S "1 V "1 VI S о S "1 <Э | 2,1 | 1,5 | 2,9 | 2,4 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,05^ < I1 < 0,2"1ном | 3,0 | 2,1 | 4,1 | 3,2 |
| 0,02Т^ом < I1 < 0,05Т1ном | 5,3 | 3,4 | 7,2 | 5,1 |
| П р и м е ч а н и я | | | | |
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). |
| 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 инд и температуры |
| окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до плюс 40 °С. |
| 3 В качестве | характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, |
| соответствующие вероятности Р = 0,95. | | | | |
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 17 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до101 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - коэффициент мощности cosф | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от 0 до +40 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более | 3 |
| УСПД | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| ССД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| СОД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 125000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - график средних мощностей за интервал 30 мин, сут, не менее | 45 |
| ССД: - хранение результатов измерений и информации о состоянии | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в УСПД (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «ЕвразЭнергоТранс» промплощадки КГОК.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | GSR | 24 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б | 3 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОП М-0,66 У3 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 6 |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-НТЗ | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 5 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 14 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Устройство сбора и передачи данных | «ЭКОМ-3000» | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | ИСС | 1 |
| ССД | ProLiant DL360 Gen10 | 1 |
| СОД | DELL PowerEdge 2950 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 9-2021 | 1 |
| Формуляр | АСВЭ 298.00.000 ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «ЕвразЭнергоТранс» промплощадки КГОК (АИИС КУЭ ООО «ЕвразЭнергоТранс» промплощадки КГОК)», аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
82309-21: Методика поверки МП 9-2021Скачать7.8 Мб