Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК"

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК", 80059-20

Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	80059-20
Наименование СИ	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК"
Изготовитель	Акционерное общество "Дальневосточная генерирующая компания" (АО "ДГК"), г. Хабаровск
Год регистрации	2020
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30 -минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных

о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, 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 электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее по тексту - УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема -передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД (или АРМ) ежесуточно формирует и отправляет с использованием электронной подписи (далее -ЭП) с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.

СОЕВ включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счетчиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с.

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» 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 «ТЕЛЕСКОП+».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ТЕЛЕСКОП+
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0.1.1
Цифровой идентификатор ПО: - сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll - АРМ Энергетика ASCUE MZ4.dll	f8 51 b28a924da7cde6a5 7eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

ПО «ТЕЛЕСКОП+» 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.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о, е м о оН		Измерительные компоненты					Метрологические характеристики ИК
о, е м о оН	Наименование объекта	ТТ	ТН	Счётчик	УСПД	Вид электро энергии	Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Партизанская ГРЭС, Турбогенератор ТГ №1	ТШЛ-20-1 Кл. т. 0,2 S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08	ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 3344-08	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08		активная реактивная	± 0,8 ± 1,8	± 1,8 ± 4,0
2	Партизанская ГРЭС, Турбогенератор ТГ №2	ТШЛ-20-1 Кл. т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08	ЗНОЛ-СВЭЛ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 67628-17	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14	активная реактивная	± 0,6 ± 1,3	± 1,7 ± 3,9
3	Партизанская ГРЭС, Турбогенератор ТГ №3	ТЛШ-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 4000/5 Рег. № 11077-07	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14	активная реактивная	± 1,1 ± 2,6	± 2,8 ± 5,3
4	Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.15 ввода 220 кВ АТ-1	ТВИ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 750/1 Рег. № 30559-11	НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 0,8 ± 1,5	± 3,3 ± 5,9

8‘9т

0>т

5‘Гт 0‘1 т

ктзнаих.мюс!

квнаихмв

РV6P0LI sjsr хэд

ооое-жж

wmszz 5JST хэд

0‘l/SS‘0 i ‘1ГЛ TO'eomiriGD

ео-втг^гзлг

e/v/oore/v/oooon hx^

г‘о '-L '1ГЛ

IITXA 011'HAtVH

S0-6SS0C 5JST X3d 1/009

SS‘0 i '1ГЛ 0ТТ-И9Х

raaoHndaxrag -3G<JJ ктз>юнтз£ихётзи

g^oiiirg VhK ‘дм on AdO DGd J KT3.MOHT3£nxdi3u

8‘9т

0>т

S‘Zt 0‘Т т

ктзнаих.мюс!

квнаихмв

WJ-frZSZZ 5JST 0‘l/SS‘0 i '1ГЛ TO'eomiriGD

ео-втг^гзлг

e/v/oore/v/oooon hx^

z‘o x

IITXA 011'HAtVH

S0-6SS0e 5JST ХЭД 1/009

SS‘0 i '1ГЛ 011-ИЯХ

Х/ТЗ.М1ГОХТЗН -

DGdJ KT3.MOHT3£nxdi3u

а» от i ira

‘ОТ'ьк ‘дм on AdO DGd J KT3.MOHT3£nxdi3u

CZ т

е‘гт б‘0 т

ктзнаих.мюс!

ктзнаихмтз

80-/.699C 5JST хэд S‘0/SZ‘0 i '1ГЛ

этеожыгхсэ

ео-втг^гзлг

e/v/oore/v/oooon hx^

z‘o x

iifXAon-mwH

S0-6SS0e 5JST ХЭД 1/009

SS‘0 i '1ГЛ 0ТТ-И9Х

кетжэд -3GdJ KT3.MOHT3£nxdi3u

а» от lira

‘гТ'ьк ‘дм on AdO DGd J KT3.MOHT3£nxdi3u

L‘Z т

е‘гт б‘0 т

ктзнаих.мюс!

ктзнаихмтз

80-/.699e 5JST хэд S‘0/SZ‘0 i '1ГЛ

этеожыгхсэ

ео-втг^гзлг

e/v/oore/v/oooon hx^

г‘о м '1ГЛ iirxAoii-mwH

S0-6SS0C 5JST ХЭД 1/009

SS‘0 i '1ГЛ 0ТТ-И9Х

Z°NT £ФХ -3GdJ KT3.MOHT3£nxdi3u

а» от lira

‘9'ЬК ‘дм on AdO DGd J KT3.MOHT3£nxdi3u

6‘ST

е‘ет

S‘IT

8‘0т

ктзнаих.мюс!

ктзнаихмтз

WJ-frZSZZ 5JST 0‘l/SS‘0 i '1ГЛ TO'eomiriGD

ео-втг^гзлг

e/v/oore/v/oooon hx^

г‘о '-L '1ГЛ iirxAoii-mwH

S0-6SS0e 5JST ХЭД 1/009

SZ‘0 i If л 0ТТ-И9Х

I5JST £ФХ -3GdJ KT3.MOHT3£nxdi3u

а» от lira ‘8'ЬК ‘дм on AdO 3GdJ KT3.MOHT3£nxdi3u

6‘ST

е‘ет

S‘IT

8‘0т

ктзнаих.мюс!

ктзнаихмтз

WJ-frZSZZ 5JST 0‘l/SS‘0 м '1ГЛ TO'eomirXGD

£0-813173 5ЛГ хэд

e/v/oore/v/oooon нх^

г‘о '-L -1гл iirxAoii-mwH

S0-6SS0e 5JST ХЭД 1/009

SZ‘0 i If л 0ТТ-И9Х

z- xv а* огг 9I'hK ‘a» on AdO 3GdJ KT3.MOHT3£nxdi3u

1 мйиидщ. эинэжиоЬ'схЛц

1	2	3	4	5	6	7	8	9
11	Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.5, ШСМВ-110 кВ	ТВИ-110 Кл. т. 0,2 S Ктт 600/1 Рег. № 30559-05	НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04	ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14	активная реактивная	± 0,8 ± 1,5	± 3,3 ± 5,9
12	Партизанская ГРЭС, ОРУ 35 кВ, яч.1, ВЛ 35 кВ ПГРЭС -Партизан 1ая	SB 0,8 Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 20951-08	НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-00	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08		активная реактивная	± 1,1 ± 2,6	± 2,8 ± 5,3
13	Партизанская ГРЭС, ОРУ 35 кВ, яч.3, ВЛ 35 кВ ПГРЭС -Партизан 2ая	SB 0,8 Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 20951-08	НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-00	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08		активная реактивная	± 1,1 ± 2,6	± 2,8 ± 5,3
14	Партизанская ГРЭС, ОРУ 35 кВ, яч.5, ВЛ 35 кВ ПГРЭС -Шторм	SB 0,8 Кл. т. 0,5 S Ктт 300/5 Рег. № 20951-08	НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-00	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08		активная реактивная	± 1,1 ± 2,6	± 2,8 ± 5,3
15	ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.9, ВЛ 6 кВ ф. Несвоевка	ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08		активная реактивная	± 1,1 ± 2,6	± 2,8 ± 5,3
16	ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.7, ВЛ 6кВ ф. Строительство	ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 S Ктт 400/5 Рег. № 15128-07	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08		активная реактивная	± 1,1 ± 2,6	± 2,8 ± 5,3
17	ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.4, ВЛ 6 кВ фид.4 ЦРП - Насосная	ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08		активная реактивная	± 1,1 ± 2,6	± 2,8 ± 5,3
18	ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.3, ВЛ 6 кВ ф. 4-й участок	ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 S Ктт 150/5 Рег. № 15128-07	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14	активная реактивная	± 1,1 ± 2,6	± 2,8 ± 5,3

1	2	3	4	5	6	7	8	9
19	ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.2, ВЛ 6 кВ ЦРП -Пивзавод	ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 S Ктт 150/5 Рег. № 15128-07	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08		активная реактивная	± 1,1 ± 2,6	± 2,8 ± 5,3
20	Силовая сборка РЩ 0,4 кВ Насосной питьевой воды, КЛ-0,4 кВ ввод №1 насосная питьевой воды	Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 22656-02	-	СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,0 ± 2,4	± 4,1 ± 7,1
21	РЩ-0,4 кВ Водоприемник, КЛ-0,4 кВ в сторону Водоприемника (резервное питание)	Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 22656-02	-	СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,0 ± 2,4	± 4,1 ± 7,1
22	РЩ 0,4 кВ Водосброс, КЛ-0,4 кВ в сторону Водосброс	Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 22656-02	-	СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,0 ± 2,4	± 4,1 ± 7,1
23	ТП 6 кВ Угольное поле, РУ-0,4 кВ	Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 22656-02	-	СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,0 ± 2,4	± 4,1 ± 7,1
24	КТПН 6 кВ «Компрессорная», РУ-0,4 кВ	Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 22656-02	-	СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,0 ± 2,4	± 4,1 ± 7,1
25	Силовой шкаф 0,4 кВ Пожарное депо, КЛ-0,4 кВ резервное питание пожарного депо	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 S Ктт 100/5 Рег. № 36382-07	-	СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04	ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14	активная реактивная	± 0,8 ± 2,2	± 3,0 ± 5,5

1	2	3	4	5	6	7	8	9
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, 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 соБф = 0,8 инд 1=0,02(0,05)Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 25 от минус 40 до плюс 60 °C.

4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие -владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

6 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии -владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	25
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности СОБф	0,9
- температура окружающей среды, оС	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 47,5 до 52,5
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС	от -60 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков, оС	от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера, оС	от +10 до +30
- температура окружающей среды в месте расположения
УСПД, оС	от 0 до +40
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ -
4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 (Рег. № 36697-08), ч, не менее	140000
- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ -
4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.09, СЭТ-4ТМ.03.08 (Рег. № 27524-04), ч,
не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	24
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух	114
направлениях, сут., не менее
- при отключении питания, лет, не менее	40
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях	45
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не	10
менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации	3,5
состояний средств измерений, лет, не менее

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 с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

- журнал УСПД:

- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

- попыток несанкционированного доступа;

- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;

- перезапусков ИВКЭ;

- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

- результатов самодиагностики;

- отключения питания.

- журнал сервера:

- изменение значений результатов измерений;

- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

- пропадание питания;

- замена счетчика;

- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

электросчетчика;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (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 титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ СП «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ 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.
Трансформатор тока	ТШЛ-20-1	6
Трансформатор тока	ТЛШ-10	3
Трансформатор тока	ТВИ-110	24
Трансформатор тока	SB 0,8	9
Трансформатор тока	ТОЛ-10-I	10
Трансформатор тока	Т-0,66	15
Трансформатор тока	Т-0,66 М У3	3
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06-10	3
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ-СВЭЛ-10	3
Трансформатор напряжения	НАМИ-10-95 УХЛ2	2
Трансформатор напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	6
Трансформатор напряжения	НАМИ-35 УХЛ1	2
Счётчик электрической энергии многофункци ональный	СЭТ-4ТМ.03.01	6
Счётчик электрической энергии многофункци ональный	СЭТ-4ТМ.03М.16	2
Счётчик электрической энергии многофункци ональный	СЭТ-4ТМ.03М	11
Счётчик электрической энергии многофункци ональный	СЭТ-4ТМ.03.09	5
Счётчик электрической энергии многофункци ональный	СЭТ-4ТМ.03.08	1
Устройство сбора и передачи данных со встроенным УСВ	ЭКОМ-3000	1
Программное обеспечение	ПО «ТЕЛЕСКОП+»	1
Методика поверки	МП СМО-2707-2020	1
Паспорт-Формуляр	РЭСС.411711 .АИИС.776.12 ПФ	1

Поверка

осуществляется по документу МП СМО-2707-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 05.08.2020 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 (Рег. № 36697-08) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.09, СЭТ-4ТМ.03.08 (Рег. № 27524-04) - по документу ИЛГШ.411152.124РЭ1 «Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

- УСПД ЭКОМ-3000 (Рег. № 17049-14) - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;

- радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;

- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;

- миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;

- термогигрометр «Ива-6H^», Рег. № 46434-11;

- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 25749.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК», аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК»

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