| Номер в госреестре | 86707-22 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал НВ АЭС - УТЭСиК |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Акционерное общество "Энергетическая компания АтомСбыт" (АО "Атомсбыт"), г. Воронеж |
| Год регистрации | 2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал НВ АЭС - УТЭСиК (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) филиал НВ АЭС - УТЭСиК, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ) 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».
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.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 13-22, по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ, далее по основному коммутируемому каналу связи - на каскадно включеное УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 23-24, по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ, далее по основному коммутируемому каналу связи - на каскадно включеное УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 1-2 по основному беспроводному каналу GSM связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 3-4 по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 5-12 по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
В УСПД происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление измерительной информации, ее хранение и передача на сервер БД уровня ИВК.
В сервере БД ИВК происходит вычисление электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и обработка измерительной информации, оформление отчётных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации системного времени УССВ-2, ежесекундно синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Сервер БД ИВК периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УССВ и при расхождении ±1 с. и более, производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ. Сервер АИИС КУЭ периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени 1 раз в 60 минут, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСПД и при расхождении ±1 с. и более с УСПД производит синхронизацию шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера БД ИВК. Каскадно включенные УСПД периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени 1 раз в 60 минут, сравнивают собственную шкалу времени со шкалой времени нижестоящего УСПД и при расхождении ±2 с. и более производят синхронизацию шкалы времени нижестоящего УСПД с собственной шкалов времени.
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени УСПД происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени УСПД на величину более чем ±2с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии и УСПД, отражаются в журнале событий УСПД.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, УСПД и сервера, отражаются в журнале событий сервера.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ: 003
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 измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
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 | TH | Счётчик | УСПД/ УССВ/ Сервер | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| РТП-23 6 кВ | ||||||||
| 1 | РТП-23 6 кВ, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.1а | ТИЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1276-59 ТВЛМ-10 Per. № 1856-63 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 |
| 2 | РТП-23 6 кВ, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.14 | ТИЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ПС 110 кВ Жилзона №2 | ||||||||
| 3 | ПС 110 кВ Жилзона №2, ОРУ-35 кВ 1 с.ш. яч.1а | ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S Ктт 150/5 Per. №21256-07 | 3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:л/3/100:л/3 Per. № 912-70 | A2R1-4-AL-C25-T Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 27428-04 | RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HP DIA 80 G5 №CZ14050 045 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±1,6 ±3,0 |
| 4 | ПС 110 кВ Жилзона №2, ОРУ-35 кВ 2 с.ш. яч.8 | ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S Ктт 150/5 Per. №21256-07 | 3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:л/3/100:л/3 Per. № 912-70 | A2R-4-AL-C25-T+ Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 14555-02 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±2,3 ±5,1 | |
| 5 | ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.4 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Per. № 2473-69 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 | |
| 6 | ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.7 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Per. № 2473-69 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 7 | ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.11 | ТЛК-СТ Кл. т. 0,5S Ктт 800/5 Per. № 58720-14 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±6,4 |
| 8 | ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.21 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Per. № 1856-63 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 | |
| 9 | ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.40 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Per. № 2473-69 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 | |
| 10 | ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.44 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Per. № 2473-69 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| и | ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.45 | ТЛК-СТ Кл. т. 0,5S Ктт 800/5 Per. № 58720-14 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±6,4 |
| 12 | ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.49 | ТОЛ Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Per. №47959-11 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 | |
| ПС 35 кВ Котельные №1 | ||||||||
| 13 | ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.2 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1856-63 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 |
| 14 | ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.З | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 2363-68 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36355-07 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 15 | ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.4 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Per. № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 |
| 16 | ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.7 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 | |
| 17 | ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.10 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 2363-68 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 | |
| 18 | ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.15 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Per. № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 19 | ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.17 | ТПЛ-Юс Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 29390-05 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 |
| 20 | ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.20 | ТПЛ-Юс Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 29390-05 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 | |
| 21 | ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.21 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 | |
| 22 | ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.22 | ТПЛ-Юс Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 29390-05 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ПС 35 кВ Профилакторий №4 | ||||||||
| 23 | ПС 35 кВ Профилакторий №4, РУ-10 кВ яч.1а | ТОЛ-СЭЩ-Ю Кл. т. 0,5 Ктт 30/5 Per. №32139-11 | НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Per. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 | RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,3 ±5,2 |
| 24 | ПС 35 кВ Профилакторий №4, РУ-10 кВ яч.2 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1856-63 | НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Per. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,0 ±2,6 | ±3,3 ±5,7 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АПИС КУЭ, 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 coscp = 0,8 инд 1=0,02(0,05) 1НОм и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 24 от 0 до + 40 °C. 4 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 5 Допускается замена УССВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов. 6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 24 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - частота, Г ц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, ОС | от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % от Ihom - коэффициент мощности - частота, Г ц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС - температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС | от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +70 от -40 до +60 от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счетчика СЭТ-4ТМ.О2.2 для счетчика A2R1-4-AL-C25-T длясчетчика A2R-4-AL-C25-T+ для счетчика СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О1 для счетчика ПСЧ-4ТМ.О5М - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД RTU-325: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 90000 120000 120000 140000 140000 2 100000 24 74500 2 70000 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - при отключении питания, лет, не менее УСПД RTU-325: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее -при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113 45 45 5 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.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- в журнале событий УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
- пропадания и восстановления связи со счётчиком
в журнале событий сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике, УСПД и сервера.
- пропадания и восстановления связи со счётчиком и УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер ИВК.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
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 | ТПЛ-10 | 11 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 7 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-35 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 8 |
| Трансформатор тока | ТЛК-СТ | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ | 2 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10с | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 5 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10У2 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.О2.2 | 18 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A2R1-4-AL-C25-T | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A2R-4-AL-C25-T+ | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О1 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.О5М | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 4 |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-2 | 1 |
| Сервер баз данных | HP DL380 G5 №CZ14050045 | 1 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Паспорт-Формуляр | ЭСКВ.466645.003.ФО | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал НВ АЭС - УТЭСиК, аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312236.
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.
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 16.09.2024 |
