Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АгроЭнерго"
- ИП Тихонравов Виталий Анатольевич, г. Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:91333-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АгроЭнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в
таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ООО «АгроЭнерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) типа УССВ-2 и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН производится микроконтроллерами счетчиков для ИК №№ 6-10, 13-14, 17-24.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на GPRS/GSM-модем и далее по каналам связи поступает на сервер БД верхнего, второго уровня системы, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН для ИК №№ 1-5, 11-12, 15-16, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.
Передача информации производится через второй уровень системы или через удаленный АРМ субъекта ОРЭМ в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, 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 (ОРЭМ) с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со второго уровня настоящей системы или с АРМ энергосбытовой организации по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet.
Сервер БД имеет возможность принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС), получаемых от ГЛОНАСС-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности, формируемой относительно национальной шкалы времени UTC(SU) в режиме синхронизации по сигналам ГЛОНАСС ±1 мкс.
УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Сравнение шкалы времени сервера БД со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ (каждый сеанс связи, но не реже 1 раза в сутки) по протоколу МЭК 1162 (NMEA 0183). При наличии расхождения ±1 с и более сервер БД производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера БД осуществляется встроенным программным обеспечением сервера БД во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. При наличии расхождения ±1 си более сервер БД производит синхронизацию шкалы времени счетчиков с собственной шкалой времени сервера БД.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Маркировка заводского номера и даты выпуска АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на корпусе сервера БД, типографическим способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте-формуляре.
Заводской номер АИИС КУЭ 001.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» 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.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УССВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ВЛ-10 кВ ф. 108 от ПС 35 кВ Кочубеевская, опора № 1/41а, отпайка ВЛ-10 кВ ф. 108 в сторону ЗТП-16/163 10 кВ, ПКУ-10 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 68841-17 | ТЕ3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | УССВ-2 Рег. № 54074-21 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±6,2 |
| 2 | ВЛ-10 кВ ф. 163 от ПС 35 кВ КПП, опора № 22/5, отпайка ВЛ-10 кВ ф. 163 в сторону ЗТП-16/163 10 кВ, ПКУ-10 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 68841-17 | ТЕ3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±6,2 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 3 | ТП-2/РП-13 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-1 0,4 кВ | ТШП-М-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 71205-18 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | УССВ-2 Рег. № 54074-21 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,1 ±5,4 |
| 4 | ТП-2/РП-13 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, КЛ-2 0,4 кВ | ТШП-М-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 71205-18 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,1 ±5,4 | |
| 5 | ТП-116 6 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ | ТШП-М-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 71205-18 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,1 ±5,4 | |
| 6 | ПС 110 кВ КПФ, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 63, КЛ-6 кВ ф. 63 | ТОЛ-10 УТ2 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 6009-77 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,5 | |
| 7 | ПС 110 кВ КПФ, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 67, КЛ-6 кВ ф. 67 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,5 | |
| 8 | ПС 110 кВ КПФ, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. 74, КЛ-6 кВ ф. 74 | ТОЛ-10 УТ2 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 6009-77 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,5 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 9 | ПС 35 кВ БХЗ, КРУН-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 8, КЛ-6 кВ ф. 8 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | УССВ-2 Рег. № 54074-21 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,4 |
| 10 | ПС 35 кВ БХЗ, КРУН-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 13, КЛ-6 кВ ф. 13 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,4 | |
| 11 | ЦРП-МЖК 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 2, КЛ-6 кВ ф. М-24 | ТЛК Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 42683-09 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,5 | |
| 12 | ЦРП-МЖК 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 11, КЛ-6 кВ ф. М-6 | ТЛК Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 42683-09 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,5 | |
| 13 | ПС 110 кВ Трубецкая, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 3, КЛ-10 кВ Л-3 | ТЛК Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 42683-09 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,4 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 14 | ПС 110 кВ Трубецкая, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 10, КЛ-10 кВ Л- 10 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 32139-11 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | УССВ-2 Рег. № 54074-21 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,4 |
| 15 | КТП № 1198 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,1 ±5,4 | |
| 16 | КТП № 1198а 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТЭ Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 67761-17 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,1 ±5,4 | |
| 17 | ВЛ-10 кВ ф. 234, оп. № 15/34А, отпайка ВЛ-10 кВ ф.234 в сторону ТП-6/235 10 кВ, ПКУ-10 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3 / 100:^3 Рег. № 47583-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,5 | |
| 18 | ВЛ-10 кВ ф. 235, оп. № 18А, ПКУ-10 кВ | ТЛК-СТ Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 58720-14 | ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3 / 100:^3 Рег. № 69604-17 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,5 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 19 | ВЛ-10 кВ ф. 189, оп. № 37, ПКУ-10 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 25433-11 | НОЛ-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 69605-17 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | УССВ-2 Рег. № 54074-21 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,5 |
| 20 | ПС 110 кВ Птицепром КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, ВЛ10 кВ ф.192 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,5 | |
| 21 | ЗТП-3/194 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,1 ±5,4 | |
| 22 | ЗТП-3/194 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТИ Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,1 ±5,4 | |
| 23 | ЗТП-2/194 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,1 ±5,4 | |
| 24 | ЗТП-2/194 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТИ Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,1 ±5,4 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 | |
| 25 | РУ-0,4 кВ МБДОУ № 2, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ | - | - | ПСЧ-4ТМ.05.МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 | УССВ-2 Рег. № 54074-21 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±2,9 ±6,0 |
| Пределы смещений шкалы времени СОЕВ А | ИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с | ±5 | ||||||
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 для cos9 = 0,8 инд 1=0,02(0,05) •Ihom и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 25 от +5 °C до +35 °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 метрологических характеристик.
5 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
6 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке с внесением изменений в эксплуатационную документацию . Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая
часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 25 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom | от 99 до 101 |
| - ток, % От Ihom | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| - температура окружающей среды, ОС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom | от 90 до 110 |
| - ток, % От Ihom | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности cos9 | От 0,5 инд дО 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС | от +5 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.09, СЭТ-4ТМ.03М.01, | 220000 |
| ТЕ3000.03. для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.20 | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 74500 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| Сервер: - 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 9 |
| Трансформатор тока | ТШП-М-0,66 | 9 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 УТ2 | 4 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛК | 8 |
| Трансформатор тока | ТТИ | 15 |
| Трансформатор тока | ТТЭ | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛК-СТ | 2 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66У3 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-НТЗ | 3 |
| Трансформатор напряжения | НОЛ-НТЗ | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66УЗ | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | тезооо.оз | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О9 | 9 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О1 | 11 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.О5МК.ОО | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.О5МК.2О | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Паспорт-Формуляр | ТВА.411711.141.05.ЭД.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АгроЭнерго», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц по аттестации методик измерений № RA.RU.312236.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».