Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Дельта", АО "Омао", АО "Осприй", АО "Оул Запад", АО "Оул Восток"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Дельта", АО "Омао", АО "Осприй", АО "Оул Запад", АО "Оул Восток", 79796-20

Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Дельта», АО «Омао», АО «Осприй», АО «Оул Запад», АО «Оул Восток» (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.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	79796-20
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Дельта", АО "Омао", АО "Осприй", АО "Оул Запад", АО "Оул Восток"
Изготовитель	Общество с ограниченной ответственностью "ЭнергоПромРесурс" (ООО "ЭнергоПромРесурс"), Московская обл., г. Красногорск
Год регистрации	2020
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную 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 с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где 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.

Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml -файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

Передача информации от сервера в программно -аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта 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 установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU). Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УСВ на величину ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на

величину более ±2 с.

Журналы событий счетчиков 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 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 «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных

изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Эне	а» р е ф с о г р
Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Но мер ИК	Наименование точки измерений	Измерительные компоненты				Сервер	Вид электро энергии	Метрологические характеристики ИК
Но мер ИК	Наименование точки измерений	ТТ	ТН	Счетчик	УСВ	Сервер	Вид электро энергии	Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	СЭС Дельта, КРПЗ-10 кВ, 1 с. 10 кВ, яч. 102 (Л-304)	ТЛО-10 Кл.т. 0,5 S 600/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С	ЗНОЛ-ЭК-10 Кл.т. 0,2 10500/V3/100/V3 Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18	УСВ-3 Рег. № 64242-16	Dell EMC Pow- erEdge R240	Актив ная Реактив ная	1,1 2,2	3,3 5,6
2	СЭС Дельта, КРПЗ-10 кВ, 2 с. 10 кВ, яч. 202 (Л-403)	ТЛО-10 Кл.т. 0,5 S 600/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С	ЗНОЛ-ЭК-10 Кл.т. 0,2 10500/V3/100/V3 Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18			Актив ная Реактив ная	1,1 2,2	3,3 5,6
3	СЭС Дельта, КРПЗ-10 кВ, 3 с. 10 кВ, яч. 302 (Л-203)	ТЛО-10 Кл.т. 0,5 S 600/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С	ЗНОЛ-ЭК-10 Кл.т. 0,2 10500/V3/100/V3 Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18			Актив ная Реактив ная	1,1 2,2	3,3 5,6
4	СЭС Дельта, КРПЗ-10 кВ, 4 с. 10 кВ, яч. 402 (Л-105)	ТЛО-10 Кл.т. 0,5 S 600/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С	ЗНОЛ-ЭК-10 Кл.т. 0,2 10500/V3/100/V3 Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18			Актив ная Реактив ная	1,1 2,2	3,3 5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
5	СЭС Дельта, ТП-1335 (КТПГС № 1), РУ-0,4 кВ	ТТК-А Кл.т. 0,5 S 200/5 Рег. № 56994-14 Фазы: А; В; С	—	СЕ308 S31 543 OA.SV Кл.т. 0,5 S/0,5 Рег. № 59520-14	УСВ-3 Рег. № 64242-16	Dell EMC Pow- erEdge R240	Актив ная Реактив ная	1,0 1,9	3,3 4,6
6	СЭС Дельта, ТП-1336 (КТПГС №2), РУ-0,4 кВ	ТТК-А Кл.т. 0,5 S 200/5 Рег. № 56994-14 Фазы: А; В; С	—	СЕ308 S31 543 OA.SV Кл.т. 0,5 S/0,5 Зав. № 118312275 Рег. № 59520-14			Актив ная Реактив ная	1,0 1,9	3,3 4,6
7	СЭС ОМАО, КРПЗ-10 кВ, 1 с. 10 кВ, яч. 4 (Л-105)	ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 15128-07 Фазы: А; В; С	ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18			Актив ная Реактив ная	1,3 2,5	3,3 5,7
8	СЭС ОМАО, КРПЗ-10 кВ, 2 с. 10 кВ, яч. 6 (Л-205)	ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 S 600/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 S 600/5 Рег. № 7069-07 Фазы: В; С	ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18			Актив ная Реактив ная	1,3 2,5	3,4 5,7

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
9	СЭС ОМАО, КРПЗ-10 кВ, 3 с. 10 кВ, яч. 13 (Л-306)	ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 S 600/5 Рег. № 7069-07 Фазы: А; В ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 S 600/5 Рег. № 51679-12 Фазы: С	ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18	УСВ-3 Рег. № 64242-16	Dell EMC Pow- erEdge R240	Актив ная Реактив ная	1,3 2,5	3,4 5,7
10	СЭС ОМАО, КРПЗ-10 кВ, 4 с. 10 кВ, яч. 15 (Л-405)	ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 15128-07 Фазы: А; В; С	ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18			Актив ная Реактив ная	1,3 2,5	3,3 5,7
11	СЭС ОМАО, ТП-1336 (КТПГС № 1), РУ-0,4 кВ	Т-0,66 Кл.т. 0,5 S 300/5 Рег. № 28649-05 Фазы: А; В; С	—	СЕ308 S31 543 OA.SV Кл.т. 0,5 S/0,5 Рег. № 59520-14			Актив ная Реактив ная	1,0 1,9	3,3 4,6
12	СЭС ОМАО, ТП-1337 (КТПГС № 2), РУ-0,4 кВ	Т-0,66 Кл.т. 0,5 S 300/5 Рег. № 28649-05 Фазы: А; В; С	—	СЕ308 S31 543 OA.SV Кл.т. 0,5 S/0,5 Рег. № 59520-14			Актив ная Реактив ная	1,0 1,9	3,3 4,6
13	СЭС Осприй, КРПЗ-10 кВ, 1 с. 10 кВ, яч. 4 (Л-106)	ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 S 600/5 Рег. № 7069-07 Фазы: А; В; С	ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18			Актив ная Реактив ная	1,3 2,5	3,4 5,7

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
14	СЭС Осприй, КРПЗ-10 кВ, 2 с. 10 кВ, яч. 6 (Л-206)	ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 S 600/5 Рег. № 7069-07 Фазы: А; В; С	ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18	УСВ-3 Рег. № 64242-16	Dell EMC Pow- erEdge R240	Актив ная Реактив ная	1,3 2,5	3,4 5,7
15	СЭС Осприй, КРПЗ-10 кВ, 3 с. 10 кВ, яч. 13 (Л-307)	ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 S 600/5 Рег. № 7069-07 Фазы: А; В; С	ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18			Актив ная Реактив ная	1,3 2,5	3,4 5,7
16	СЭС Осприй, КРПЗ-10 кВ, 4 с. 10 кВ, яч. 15 (Л-406)	ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 S 600/5 Рег. № 7069-07 Фазы: А; В; С	ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18			Актив ная Реактив ная	1,3 2,5	3,4 5,7
17	СЭС Осприй, ТП-1345 (КТПГС № 2), РУ-0,4 кВ	Т-0,66 Кл.т. 0,5 S 300/5 Рег. № 28649-05 Фазы: А; В; С	—	СЕ308 S31 543 OA.SV Кл.т. 0,5 S/0,5 Рег. № 59520-14			Актив ная Реактив ная	1,0 1,9	3,3 4,6
18	СЭС Осприй, ТП-1346 (КТПГС № 1), РУ-0,4 кВ	Т-0,66 Кл.т. 0,5 S 300/5 Рег. № 28649-05 Фазы: А; В; С	—	СЕ308 S31 543 OA.SV Кл.т. 0,5 S/0,5 Рег. № 59520-14			Актив ная Реактив ная	1,0 1,9	3,3 4,6
19	СЭС Осприй, ТП-1347 (КТПГС № 3), РУ-0,4 кВ	Т-0,66 Кл.т. 0,5 S 300/5 Рег. № 28649-05 Фазы: А; В; С	—	СЕ308 S31 543 OA.SV Кл.т. 0,5 S/0,5 Рег. № 59520-14			Актив ная Реактив ная	1,0 1,9	3,3 4,6
20	СЭС Оул Запад, КРПЗ-10 кВ, 1 с. 10 кВ, яч. 104 (Л-6)	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 32139-11 Фазы: А; В; С	ЗНОЛП-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18	УСВ-3 Рег. № 64242-16	Dell EMC Pow- erEdge R240	Актив ная Реактив ная	1,3 2,5	3,3 5,7

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
21	СЭС Оул Запад, КРПЗ-10 кВ, 2 с. 10 кВ, яч. 203 (Л- 5)	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 32139-11 Фазы: А; В; С	ЗНОЛП-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18			Актив ная Реактив ная	1,3 2,5	3,3 5,7
22	СЭС Оул Запад, КРПЗ-10 кВ, 3 с. 10 кВ, яч. 302 (Л-4)	ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 800/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; В ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 800/5 Рег. № 32139-11 Фазы: С	ЗНОЛП-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18			Актив ная Реактив ная	1,3 2,5	3,3 5,7
23	СЭС Оул Запад, ТП-1357 (КТПГС №1), РУ-0,4 кВ	ТАС040 Кл.т. 0,5 S 200/5 Рег. № 45807-10 Фазы: А; В; С	—	СЕ308 S31 543 OA.SV Кл.т. 0,5 S/0,5 Рег. № 59520-14			Актив ная Реактив ная	1,0 1,9	3,3 4,6
24	СЭС Оул Запад, ТП-1358 (КТПГС №2), РУ-0,4 кВ	ТАС040 Кл.т. 0,5 S 200/5 Рег. № 45807-10 Фазы: А; В; С	—	СЕ308 S31 543 OA.SV Кл.т. 0,5 S/0,5 Рег. № 59520-14			Актив ная Реактив ная	1,0 1,9	3,3 4,6
25	СЭС Оул Восток, КРПЗ-10 кВ, 4 с. 10 кВ, яч. 404 (Л- 3)	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 32139-11 Фазы: А; В; С	ЗНОЛП-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18	УСВ-3 Рег. № 64242-16	Dell EMC Pow- erEdge R240	Актив ная Реактив ная	1,3 2,5	3,3 5,7

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
26	СЭС Оул Восток, КРПЗ-10 кВ, 5 с. 10 кВ, яч. 503 (Л-2)	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С	ЗНОЛП-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18			Актив ная Реактив ная	1,3 2,5	3,3 5,7
27	СЭС Оул Восток, КРПЗ-10 кВ, 6 с. 10 кВ, яч. 602 (Л-1)	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 32139-11 Фазы: С	ЗНОЛП-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18			Актив ная Реактив ная	1,3 2,5	3,3 5,7
28	СЭС Оул Восток, ТП-1359 (КТПГС № 3), РУ-0,4 кВ	ТАС040 Кл.т. 0,5 S 200/5 Рег. № 45807-10 Фазы: А; В; С	—	СЕ308 S31 543 OA.SV Кл.т. 0,5 S/0,5 Рег. № 59520-14			Актив ная Реактив ная	1,0 1,9	3,3 4,6
29	СЭС Оул Восток, ТП-1360 (КТПГС № 4), РУ-0,4 кВ	ТАС040 Кл.т. 0,5 S 200/5 Рег. № 45807-10 Фазы: А; В; С	—	СЕ308 S31 543 OA.SV Кл.т. 0,5 S/0,5 Рег. № 59520-14			Актив ная Реактив ная	1,0 1,9	3,3 4,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(sU)									±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 №№ 7, 10, 20 -22, 25-27 для тока

5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % от 1ном; еоБф = 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 УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также 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	29
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 7, 10, 20-22, 25-27 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С	от 95 до 105 от 5 до 120 от 1 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 №№ 7, 10, 20-22, 25-27 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф 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	от 90 до 110 от 5 до 120 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от 0 до +40 от 0 до +40 от +10 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчика типа СЕ308: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч	165000 2 220000 24 45000 2

1	2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	113
при отключении питания, лет, не менее	40
для счетчиков типа СЕ308:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	128
при отключении питания, лет, не менее	30
для сервера:
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 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.

- защита на программном уровне информации при хранении, 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

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	ТЛО-10	12
Трансформаторы тока	ТТК-А	6
Трансформаторы тока	ТОЛ-10-I	8
Трансформаторы тока	ТОЛ-НТЗ-10	2
Трансформаторы тока	ТОЛ-10	16
Трансформаторы тока	Т-0,66	15
Трансформаторы тока	ТОЛ-СЭЩ-10	16
Трансформаторы тока	ТАС040	12
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-ЭК-10	12
Трансформаторы напряжения измерительные	ЗНОЛ.06-10	24
Трансформаторы напряжения заземляемые	ЗНОЛП-10	18
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05МК	18
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункци ональные	СЕ308	11
Устройства синхронизации времени	УСВ-3	1
Сервер	Dell EMC PowerEdge R240	1
Методика поверки	МП ЭПР-274-2020	1
Паспорт-формуляр	ЭНСТ.411711.208.ФО	1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-274-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Дельта», АО «Омао», АО «Осприй», АО «Оул Запад», АО «Оул Восток». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 18.08.2020 г.

Основные средства поверки:

- в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;

- блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);

- 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 «Дельта», АО «Омао», АО «Осприй», АО «Оул Запад», АО «Оул Восток», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Дельта», АО «Омао», АО «Осприй», АО «Оул Запад», АО «Оул Восток»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения