Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 72367-18 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 003. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ПАО "ТНС энерго Нижний Новгород", г.Нижний Новгород.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
72367-18
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительПАО "ТНС энерго Нижний Новгород", г.Нижний Новгород
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 003
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
ОписаниеАИИС 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 филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Владимирэнерго», сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Мариэнерго», сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго», сервер ПАО «ТНС энерго НН» на базе виртуальной машины VMWare, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройства синхронизации времени, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. Первичные токи и напряжения преобразуются 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 интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Измерительная информация от УСПД по проводным линиям связи поступает на соответствующий GSM-модем, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на серверы: для ИК №№ 3-5 – на сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Владимирэнерго», для ИК №№ 32-33 – на сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Мариэнерго», для остальных ИК – на сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго», на которых выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Владимирэнерго», сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Мариэнерго» и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго» информация в виде xml-файлов формата 80020 передается на сервер ПАО «ТНС энерго НН» по каналу связи сети Internet (основной канал). При отказе основного канала связи измерительная информация от УСПД по резервному каналу связи стандарта GSM поступает на сервер ПАО «ТНС энерго НН», где выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Дополнительно на сервер ПАО «ТНС энерго НН» в виде xml-макетов формата 80020 поступает информация об энергопотреблении из системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Радуга» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 60226-15), системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Филиала ПАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 67174-17), системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС ПС 220 кВ Макарьево (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 65458-16), системы информационно-измерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 21906-01). Передача информации от сервера ПАО «ТНС энерго НН» 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 кВт·ч и соотнесены с единым календарным временем. АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Владимирэнерго», часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Мариэнерго», часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго», часы сервера ПАО «ТНС энерго НН» и устройства синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующие часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Сравнение показаний часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Мариэнерго» и часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго» с соответствующим УСВ-1 осуществляется один раз в час. Корректировка часов каждого сервера производится при расхождении показаний часов серверов с соответствующим УСВ-1 на величину более ±1 с. Также СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP – NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера ПАО «ТНС энерго НН» и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Владимирэнерго» с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера ПАО «ТНС энерго НН» осуществляется каждый час, корректировка часов сервера ПАО «ТНС энерго НН» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с. Контроль показаний времени часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Владимирэнерго» осуществляется каждый час, корректировка часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Владимирэнерго» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с. В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-1 имеется возможность синхронизации часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Мариэнерго» и часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго» с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ». Контроль показаний времени часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Мариэнерго» осуществляется каждый час, корректировка часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Мариэнерго» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с. Контроль показаний времени часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго» осуществляется каждый час, корректировка часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов УСПД с часами соответствующего сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами соответствующего сервера на величину более ±1 с. В случае отказа основного канала опроса, имеется возможность синхронизации часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН». Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН» на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с. Журналы событий счетчика, 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 обеспечениеВ АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО 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 ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОCalcClients.dllCalcLeakage.dllCalcLosses.dllMetrology.dllParseBin.dllParseIEC.dllParseModbus.dllParsePiramida.dllSynchroNSI.dllVerify-Time.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 3.0
Цифровой идентификатор ПОe55712d0b1b219065d63da949114dae4b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132fd79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c836f557f885b737261328cd77805bd1ba748e73a9283d1e66494521f63d00b0d9fc391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca091ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИКНаименование точки измеренийИзмерительные компонентыСерверВид электрической энергииМетрологические характеристики ИК
1234567891011
1ПС 110кВ Навашино, РУ 110кВ, II СШ, ввод ВЛ 110кВ Муром - Навашино с отп. Орловская-1, Фанерная, ЗмейкаТФЗМ-110Б-IУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, СНАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 24218-08 Фазы: А, В, СEA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03УСВ-1 Рег. № 28716-05HP Proliant DL360 G4 VMWareАктивная Реактивная1,3 2,53,3 5,2
2ПС 110кВ Змейка, РУ 110кВ, II СШ, отпайка ВЛ 110кВ Муром - Навашино с отп. Орловская-1, Фанерная, ЗмейкаТФНД-110М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, СНКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-94 Фазы: А НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 26452-06 Фазы: В, СEA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03
Продолжение таблицы 2
1234567891011
3ПС 110кВ Гороховец, РУ 110кВ, ввод ВЛ 110кВ Гороховец-СтепаньковоТФЗМ-110Б-IУ1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, СНКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 1188-84 Фазы: А, В, ССЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08СИКОН С1 Рег. № 15236-03―HP Proliant DL360 VMWareАктивная Реактивная1,3 2,53,3 5,6
4ПС 110кВ Гороховец, РУ 110кВ, ввод ВЛ 110кВ Гороховец-Смолино с отп.КомплексТФНД-110М Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, СНКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-94 Фазы: А, В, ССЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
5ПС 110кВ Гороховец, ОРУ 35кВ, 2 сек.ш., ввод ВЛ 35кВ Гороховец-ЛагернаяТВЭ-35 УХЛ2 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 13158-04 Фазы: А, В, СНАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
6ПС 110 кВ Шахунья, I СШ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Шахунья-БуреполомТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 400/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А, В, СНАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/√3/100/√3 Рег. № 24218-03 Фазы: А, В, СEA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03УСВ-1 Рег. № 28716-05HP Proliant DL360 G4 VMWareАктивная Реактивная0,8 1,52,1 5,0
7ПС 110 кВ Шахунья, II СШ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Шахунья-ИготиноТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 400/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А, В, СНАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/√3/100/√3 Рег. № 24218-03 Фазы: А, В, СEA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
8ПС 110 кВ Пижма, ввод Т1 35 кВТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 Фазы: А, СНАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВСEA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03УСВ-1 Рег. № 28716-05HP Proliant DL360 G4 VMWareАктивная Реактивная1,3 2,53,3 5,2
9ПС 110 кВ Пижма, ввод Т2 35 кВТФН-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А, СЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/√3/100/√3 Рег. № 912-70 Фазы: А, В, СEA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
10ПС 110 кВ Пижма, ввод Т1 10 кВТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А, СНАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВСEA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
11ПС 110 кВ Пижма, ввод Т2 10 кВТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А, В, СНАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВСEA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
12ПС 110 кВ Пижма, ввод ТСН-1 0,4 кВТ-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 36382-07 Фазы: А, С-EA05RLX-P1B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
13ПС 110 кВ Пижма, ввод ТСН-2 0,4 кВТ-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 36382-07 Фазы: А, С-EA05RLX-P1B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
14ПС 110 кВ Буреполом, ввод Т1 27,5 кВТВТ-35М Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 3642-73 Фазы: А, В, СЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 27500/100 Рег. № 912-70 Фазы: А, СEA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03УСВ-1 Рег. № 28716-05HP Proliant DL360 G4 VMWareАктивная Реактивная1,3 2,53,3 5,2
15ПС 110 кВ Буреполом, ввод Т2 27,5 кВТВТ-35М Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 3642-73 Фазы: А, В, С
16ПС 110 кВ Буреполом, ввод Т1 10 кВТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А, СНАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-00 Фазы: АВСEA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
17ПС 110 кВ Буреполом, ввод Т2 10 кВТЛО-10 Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 25433-03 Фазы: А, С
18ПС 110 кВ Сява, ввод ВЛ 10 кВ Сява - ДружбаТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А, СНАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВСEA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03
19ПС 110 кВ Покров Майдан, ввод 110 кВ ВЛ 110 кВ Ядрин 2ТФЗМ 110 Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 32825-11 Фазы: А, СII СШ: НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 1188-84 Фазы: А, В, СEA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03УСВ-1 Рег. № 28716-05HP Proliant DL360 G4 VMWareАктивная Реактивная1,3 2,53,3 6,4
20ПС 110 кВ Покров Майдан, ввод 110 кВ ВЛ 110 кВ Ядрин 1ТФНД-110М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, СI СШ: НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 1188-84 Фазы: А, В, СEA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
21ПС 110 кВ Покров Майдан, ОВ 110 кВТФЗМ-110Б-IУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, С ТФЗМ-110Б-IУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, СII СШ: НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 1188-84 Фазы: А, В, С I СШ: НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 1188-84 Фазы: А, В, СEA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
22ПС 110 кВ Воротынец, ВЛ 35 кВ ЯМЗТОЛ-35 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А, СНАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВСEA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03
23ПС 110 кВ Первомайск, 1 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Перво-майск-ЕльникиТФЗМ-110Б-IУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, С ТФНД-110М Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: ВНКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-94 Фазы: А, С НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 26452-06 Фазы: ВEA05RАLX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03УСВ-1 Рег. № 28716-05HP Proliant DL360 G4 VMWareАктивная Реактивная1,3 2,53,3 5,2
24ПС 110 кВ Первомайск, 1 СШ, ввод ВЛ-110 кВ Первомайск-ТемниковТФЗМ-110Б-IУ1 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, С
25ПС 110 кВ Первомайск, ОМВ-110 кВТФЗМ-110Б-IУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, С
26ПС 110 кВ Починки, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Починки-ИчалкиТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, СНКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-94 Фазы: А, В, СEA05RАLX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03
27ПС 35 кВ Б.Болдино, 2 СШ 35 кВ, ввод ВЛ-35 кВ Б.Болдино-Б.ИгнатовоТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 Фазы: А, СЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/√3/100/√3 Рег. № 912-70 Фазы: А, В, СEA05RАLX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03УСВ-1 Рег. № 28716-05HP Proliant DL360 G4 VMWareАктивная Реактивная1,3 2,53,3 5,2
28ПС 110 кВ Новосельская, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Теньгу-шево - НовосельскаяТФЗМ-110Б-IУ1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, СНКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 1188-84 Фазы: А НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-94 Фазы: В, СEA05RАLX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03
29ПС 110 кВ Воскресенск, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Воскре-сенск-МелковкаТФЗМ-110Б-IУ1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, СНКФ-110-57 Кл.т. 0,2 110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-11 Фазы: А, В, СEA05RАLX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03
30ПС 35 кВ НИРФИ, 1 СШ 35 кВ, ввод ВЛ- 35 кВ Микряково - НИРФИТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5S 50/5 Рег. № 26417-06 Фазы: А, СНАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВСEA05RАLX-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07СИКОН С1 Рег. № 15236-03
31ПС 35 кВ НИРФИ, 2 СШ 35 кВ, ввод 2 ВЛ- 35 кВ Еласы - НИРФИТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5S 50/5 Рег. № 26417-06 Фазы: А, СНАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВСEA05RАLX-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07СИКОН С1 Рег. № 15236-03УСВ-1 Рег. № 28716-05HP Proliant DL360 G4 VMWareАктивная Реактивная1,3 2,53,3 5,6
32ПС 35 кВ Ле-нинская, ввод Т-1 10 кВТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А, СНАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04СИКОН С120 Рег. № 40489-09УСВ-1 Рег. № 28716-05Dell Power Edge R320 VMWareАктивная Реактивная1,0 2,02,9 4,5
33ПС 35 кВ Ленинская, ТСН-1 0,4 кВТ-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 30/5 Рег. № 36382-07 Фазы: А, В, С-ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
34ПС 110 кВ Губцевская, ввод Т1-35 кВТФН-35 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 664-51 Фазы: А, СНАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВСEA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03УСВ-1 Рег. № 28716-05HP Proliant DL360 G4 VMWareАктивная Реактивная1,3 2,53,3 5,2
35ПС 110 кВ Губцевская, ввод T1-10 кВТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А, СНАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВСEA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
36ПС 110 кВ Губцевская, ввод ТСН 1 0,4 кВТ-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 22656-07 Фазы: А, В, С-EA05RLX-P1B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03УСВ-1 Рег. № 28716-05HP Proliant DL360 G4 VMWareАктивная Реактивная1,0 2,13,3 6,4
37ПС 110 кВ Чистовская, ввод ВЛ-110 кВ Верещагино-ЧистоеТФЗМ 110Б-IV Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А, СНКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 26452-06 Фазы: А НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 1188-84 Фазы: В, СEA05RАLX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97СИКОН С1 Рег. № 15236-03
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Примечания: В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин. Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 33, 35, 36 указана для тока 2 % от Iном, для остальных ИК – для тока 5 % от Iном cos( = 0,8инд. ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005. 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 и устройств синхронизации времени на аналогичные утвержденного типа, а также замена серверов 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 характеристикиЗначение
12
Количество ИК37
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Uном ток, % от Iном для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 33, 35, 36 для остальных ИК коэффициент мощности cosφ частота, Гц температура окружающей среды, °Сот 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 Uном ток, % от Iном для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 33, 35, 36 для остальных ИК коэффициент мощности cosφ частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения серверов, °Сот 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 +5 до +35 от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16666-97): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч50000 2
Продолжение таблицы 3
12
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М и ПСЧ-4ТМ.05М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16666-07): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД на базе контроллеров СИКОН С1: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД на базе контроллеров СИКОН С120: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ-1: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера ПАО «ТНС энерго НН»: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Владимирэнерго» и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго»: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Мариэнерго»: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч140000 2 80000 2 90000 2 70000 2 50000 2 35000 2 70000 1 56700 1 40000 1
Глубина хранения информации: для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для серверов: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее74 5 113 10 45 5 3,5
Надежность системных решений: защита от кратковременных сбоев питания серверов 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 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; серверов. защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: счетчика электрической энергии; УСПД; серверов. Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); УСПД (функция автоматизирована); серверах (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).
КомплектностьВ 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
НаименованиеОбозначениеКоличество, шт./экз.
123
Трансформаторы тока измерительныеТФЗМ-110Б-IУ124
Трансформаторы тока измерительныеТФНД-110М11
Трансформаторы тока встроенныеТВЭ-35 УХЛ23
Трансформаторы токаТБМО-110 УХЛ16
Трансформаторы токаТФНД-35М4
Трансформаторы токаТФН-35М2
Трансформаторы токаТПЛ-10-М2
Трансформаторы токаТЛМ-103
Трансформаторы токаТ-0,66 М У37
Трансформаторы токаТВТ-35М6
Трансформаторы тока проходные с литой изоляциейТПЛ-104
Трансформаторы токаТЛО-102
Трансформаторы тока измерительныеТВЛМ-102
Трансформаторы токаТФЗМ 1102
Трансформаторы тока опорныеТОЛ-352
Трансформаторы токаТФЗМ-35А-У14
Трансформаторы токаТФН-352
Трансформаторы токаТЛК-СТ-102
Трансформаторы токаТ-0,663
Трансформаторы токаТФЗМ 110Б-IV2
Трансформаторы напряжения антирезонансныеНАМИ-110 УХЛ13
Трансформаторы напряженияНКФ-110-57 У111
Трансформаторы напряженияНКФ-1104
Трансформаторы напряженияНКФ110-83У112
Трансформаторы напряженияНАМИ-35 УХЛ14
Трансформаторы напряженияНАМИ-110 УХЛ16
Трансформаторы напряженияЗНОМ-35-658
Трансформаторы напряженияНАМИТ-10-23
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазныеНАМИ-10-95 УХЛ21
Трансформаторы напряженияНКФ-110-573
Трансформаторы напряженияНАМИ-101
Трансформаторы напряженияНАМИ-10-95 УХЛ21
Счетчики электроэнергии многофункциональныеЕвроАЛЬФА30
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М3
Счетчики электрической энергии многофункциональныеЕвроАЛЬФА2
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.031
Счетчики электрической энергии многофункциональныеПСЧ-4ТМ.05М1
Контроллеры сетевые индустриальныеСИКОН С117
КонтроллерыСИКОН С1201
Устройства синхронизации времениУСВ-12
Продолжение таблицы 4
123
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Владимирэнерго»HP Proliant DL3601
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Мариэнерго»Dell Power Edge R3201
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго»HP Proliant DL360 G41
Сервер ПАО «ТНС энерго НН» на базе виртуальной машиныVMWare1
Методика поверкиМП ЭПР-090-20181
Паспорт-формулярТНСЭ.366305.003.ФО1
Поверкаосуществляется по документу МП ЭПР-090-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 05.07.2018 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); миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04); прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13); 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.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН» ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ЗаявительПубличное акционерное общество «ТНС энерго Нижний Новгород» (ПАО «ТНС энерго НН») ИНН 5260148520 Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Бекетова, д. 3В Телефон: +7 (831) 243-07-99 Факс: +7 (831) 412-36-48 Web-сайт: nn.tns-e.ru E-mail: info@nn.tns-e.ru
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»(ООО «ЭнергоПромРесурс») Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57 Телефон: +7 (495) 380-37-61 E-mail: energopromresurs2016@gmail.com Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.