Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЮТЭК» (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, 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), 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер опроса и хранения баз данных (сервер) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Измерительная информация от УСПД поступает на модем, далее по каналам связи стандарта GSM (основному или резервному) на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии 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 формата 80020 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 кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера.
Синхронизация часов УСПД (расположенного на ПС 110 кВ Радужная) с единым координированным временем UTC обеспечивается встроенным GPS приемником точного времени. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений астрономического времени УСПД (расположенного на ПС 110 кВ Радужная) составляют ±0,2 с.
Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД (расположенного на ПС 110 кВ Радужная) осуществляется непрерывно. Корректировка часов сервера производится при расхождении с часами УСПД (расположенного на ПС 110 кВ Радужная) на величину более ±2 с.
Предусмотрена возможность настройки синхронизации часов сервера от любого УСПД, входящего в состав АИИС КУЭ.
Сравнение показаний часов УСПД (расположенных на ПС 110 кВ Промзона и ПС 110 кВ Истоминская) с часами сервера осуществляется непрерывно. Корректировка часов УСПД (расположенных на ПС 110 кВ Промзона и ПС 110 кВ Истоминская) производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с.
Сравнение часов счетчиков с часами соответствующего УСПД осуществляется при каждом сеансе связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов соответствующего УСПД на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД 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». 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 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso_metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.5.137.7828 |
| Цифровой идентификатор ПО | 4973E17A9E042F71175F81A3038A80B6 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав изме
рительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид элек- триче- ской энер гии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ПС 110 кВ «Промзона», РУ-35 кВ, яч. 2 | ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | HP Proliant DL360 G5 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 2 | ПС 110 кВ «Промзона», РУ-35 кВ, яч. 3 | ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 3 | ПС 110 кВ «Промзона», РУ-35 кВ, яч. 5 | ТОЛ 35 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 21256-03 Фазы: А ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 3690-73 Фазы: С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | ТФЗМ-35А-У1 | НАМИ-35 УХЛ1 | | ЭКОМ | | Актив- | | |
| | ПС 110 кВ «Про | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | 3000 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 4 | мзона», РУ-35 кВ, | 150/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | J WWW | | | | |
| | яч. 6 | Рег. № 3690-73 | Рег. № 19813-00 | Рег. № 27524-04 | 17049-09 | | Реак- | 2,3 | 4,6 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| | | ТВЛМ-10 | НАМИ-10 | | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | | Актив- | | |
| | ПС 110 кВ «Про | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03 | | ная | 1,0 | 2,9 |
| 5 | мзона», ЗРУ-10 кВ, | 1500/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | Ввод 1 Т | Рег. № 1856-63 Фазы: А; В; С | Рег. № 11094-87 Фазы: АВС | Рег. № 27524-04 | | Реак тивная | 2,0 | 4,5 |
| | | ТВЛМ-10 | НТМИ-10-66У3 | | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | | Актив- | | |
| | ПС 110 кВ «Про | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 6 | мзона», ЗРУ-10 кВ, | 1500/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | Ввод 2Т | Рег. № 1856-63 Фазы: А; В; С | Рег. № 831-69 Фазы: АВС | Рег. № 27524-04 | HP Proliant | Реак тивная | 2,3 | 4,6 |
| | | ТФЗМ 35А-ХЛ1 | НАМИ-35 УХЛ1 | | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | DL360 G5 | Актив- | | |
| | ПС 110 кВ «Радуж | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 7 | ная», ОРУ-35 кВ, | 200/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч. 1 | Рег. № 8555-81 | Рег. № 19813-00 | Рег. № 27524-04 | | Реак- | 2,3 | 4,6 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| | | ТФЗМ 35А-ХЛ1 | НАМИ-35 УХЛ1 | | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | | Актив- | | |
| | ПС 110 кВ «Радуж | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 8 | ная», ОРУ-35 кВ, | 200/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч. 2 | Рег. № 8555-81 | Рег. № 19813-00 | Рег. № 27524-04 | | Реак- | 2,3 | 4,6 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| | | ТФЗМ 35А-ХЛ1 | НАМИ-35 УХЛ1 | | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | | Актив- | | |
| | ПС 110 кВ «Радуж | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 9 | ная», ОРУ-35 кВ, | 200/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч. 3 | Рег. № 8555-81 | Рег. № 19813-00 | Рег. № 27524-04 | | Реак- | 2,3 | 4,6 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | ТФЗМ 35А-ХЛ1 | НАМИ-35 УХЛ1 | | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | | Актив- | | |
| | ПС 110 кВ «Радуж | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 10 | ная», ОРУ-35 кВ, | 200/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч. 4 | Рег. № 8555-81 | Рег. № 19813-00 | Рег. № 27524-04 | | Реак- | 2,3 | 4,6 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| | | ТЛМ-10 | НТМИ-10-66У3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12 | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | | Актив- | | |
| 11 | ПС 110 кВ «Радужная», ЗРУ-10 кВ, яч. | Кл.т. 0,5 600/5 | Кл.т. 0,5 10000/100 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | 101 | Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | Рег. № 831-69 Фазы: АВС | | Реак тивная | 2,5 | 5,7 |
| | | ТЛМ-10 | НТМИ-10-66У3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12 | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | | Актив- | | |
| 12 | ПС 110 кВ «Радужная», ЗРУ-10 кВ, яч. | Кл.т. 0,5 600/5 | Кл.т. 0,5 10000/100 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | 102 | Рег. № 2473-69 | Рег. № 831-69 | | Реак- | 2,5 | 5,7 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: АВС | HP Proliant | тивная | | |
| | | ТЛМ-10 | НТМИ-10-66У3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12 | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | DL360 G5 | Актив- | | |
| 13 | ПС 110 кВ «Радужная», ЗРУ-10 кВ, яч. | Кл.т. 0,5 600/5 | Кл.т. 0,5 10000/100 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | 201 | Рег. № 2473-69 | Рег. № 831-69 | | Реак- | 2,5 | 5,7 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | тивная | | |
| | | ТЛМ-10 | НТМИ-10-66У3 | | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | | Актив- | | |
| | ПС 110 кВ «Радуж | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 14 | ная», ЗРУ-10 кВ, яч. | 200/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | 202 | Рег. № 2473-69 | Рег. № 831-69 | Рег. № 36697-12 | | Реак- | 2,3 | 4,7 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| | | ТВЭ-35УХЛ2 | НАМИ-35 УХЛ1 | | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | | Актив- | | |
| | ПС 110 кВ «Исто | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 15 | минская», ЗРУ-35 | 600/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | кВ, яч. 1 | Рег. № 13158-04 | Рег. № 19813-05 | Рег. № 27524-04 | | Реак- | 2,3 | 4,6 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | ТВЭ-35УХЛ2 | НАМИ-35 УХЛ1 | | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | | Актив- | | |
| | ПС 110 кВ «Исто- | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 16 | минская», ЗРУ-35 | 300/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | кВ, яч. 2 | Рег. № 13158-04 | Рег. № 19813-05 | Рег. № 27524-04 | | Реак- | 2,3 | 4,6 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| | | ТВЭ-35УХЛ2 | НАМИ-35 УХЛ1 | | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | | Актив- | | |
| | ПС 110 кВ «Исто- | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 17 | минская», ЗРУ-35 | 600/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | кВ, яч. 3 | Рег. № 13158-04 | Рег. № 19813-05 | Рег. № 27524-04 | | Реак- | 2,3 | 4,6 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| | | ТВЭ-35УХЛ2 | НАМИ-35 УХЛ1 | | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | | Актив- | | |
| | ПС 110 кВ «Исто- | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 18 | минская», ЗРУ-35 | 300/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | HP Proliant DL360 G5 | | | |
| | кВ, яч. 4 | Рег. № 13158-04 | Рег. № 19813-05 | Рег. № 27524-04 | Реак- | 2,3 | 4,6 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ «Исто- | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | | Актив ная | 0,9 | 1,6 |
| 19 | минская», ЗРУ-6 кВ, | 600/5 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч. 104 | Рег. № 32139-06 Фазы: А; С | Рег. № 27524-04 | | Реак тивная | 1,5 | 3,2 |
| | ПС 110 кВ «Исто- | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09 | | Актив ная | 0,9 | 1,6 |
| 20 | минская», ЗРУ-6 кВ, | 600/5 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч. 208 | Рег. № 32139-06 Фазы: А; С | Рег. № 27524-04 | | Реак тивная | 1,5 | 3,2 |
| 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 №№ 19, 20 для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК для тока 5 % от 1ном; cosj = 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 УСПД на аналогичные утвержденных типов. А также 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 |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 20 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 19, 20 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 1 до 120 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 19, 20 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С | от 90 до 110 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 0 до +30 от +18 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков СЭТ-4ТМ.03: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 90000 2 165000 2 75000 24 |
| 1 | 2 |
| для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| для 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 | 10 |
| для серверов: | |
| 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 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 УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; 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;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (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. |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-У1 | 7 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 35 | 1 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 35А-ХЛ1 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 8 |
| Трансформаторы тока встроенные | ТВЭ-35УХЛ2 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-35 УХЛ1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66У3 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 16 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
| Устройства сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 3 |
| Сервер | HP Proliant DL360 G5 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-152-2019 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЮТЭК.860102.012.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-152-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЮТЭК». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 21.03.2019 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 АО «ЮТЭК», свидетельство об аттестации № 172/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЮТЭК»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
75017-19: Методика поверкиСкачать12.0 Мб