|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону", г.Ростов-на-Дону |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 004 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» (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.
|
| 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 ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» на базе виртуальной машины VMware, сервер филиала ПАО «МРСК Юга» – «Ростовэнерго», программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», 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 ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Также существует возможность опроса счетчиков сервером филиала ПАО «МРСК Юга» – «Ростовэнерго», на котором осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Далее информация в виде xml-файлов формата 80020 поступает на сервер ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» по каналу связи сети Internet.
Сервер ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов формата 80020 от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от сервера ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» 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 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 и часы серверов. 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. Сличение часов сервера ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» и сервера филиала ПАО «МРСК Юга» – «Ростовэнерго» 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 Ростов-на-Дону» осуществляется каждую секунду, коррекция часов сервера ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с. Контроль показаний времени часов сервера филиала ПАО «МРСК Юга» – «Ростовэнерго» осуществляется каждую секунду, коррекция часов сервера филиала ПАО «МРСК Юга» – «Ростовэнерго» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» на величину более ±1 с.
В случае опроса счетчиков сервером филиала ПАО «МРСК Юга» – «Ростовэнерго» сравнение показаний часов счетчиков с часами данного сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера филиала ПАО «МРСК Юга» – «Ростовэнерго» на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчика 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 программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблицах 1а и 1б.
Таблица 1а – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» сервера ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07.03 | | Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 1б – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» сервера филиала ПАО «МРСК Юга» – «Ростовэнерго»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Amrserver.exe | Amrc.exe | Amra.exe | Cdbora2.dll | Alphamess.dll | ACTaskManager.exe | Center.Modules.XML.dll | XMLViewer.exe | | Номер версии (идентификационный
номер) ПО | не ниже 5.05.01 | | Цифровой идентификатор ПО | 1edc36b87cd0c1415a6e2e5118520e65 | aa293e52b2c8da6d688ae58a4a8c750d | 2ada31a8dee0d87b70becaa269e9f4d2 | 32f0d6904c39f9f48936d1bb9822ec83 | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd | 93cbd266a1bfcc119090e00786c9a752 | 2d2008f7c78297ce72de3b6221f1a230 | dd50c7577885165f61196e23ccdda101 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 1 | ПС 110 кВ Жуковская, ОРУ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Котельниково – Жуковская | ТФЗМ-110Б-IУ1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | 1 СШ:
НАМИ-110УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
2 СШ:
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | А1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | VMware
HP ProLiant ML370 G5 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,6 | | 2 | ПС 110 кВ Жуковская, ОРУ 110 кВ, ОСШ 110 кВ, ОВ | ТФЗМ 110Б-IV
Кл.т. 0,5
1000/5
Рег. № 26422-04
Фазы: А; В; С | | 3 | ПС 110 кВ Шебалиновская, ОРУ 110 кВ, с.ш. 110 кВ, ВЛ-110 кВ Котельниково - Шебалиновская | TG145N
Кл.т. 0,5S
600/5
Рег. № 30489-09
Фазы: А; В; С | НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: А, С
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: В | А1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 4 | ПС 110 кВ Малая Лучка, с.ш. 10 кВ, ввод-10 кВ Т-1 | ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 2473-69
Фазы: А; С | НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 20186-05
Фазы: АВС | А1802RAL-P4GB-DW-3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | VMware
HP ProLiant ML370 G5 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,6 | | 5 | ПС 110 кВ Вербовая, с.ш. 10 кВ, ввод-10 кВ Т-1 | ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5
150/5
Рег. № 1856-63
Фазы: А; С | НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 20186-05
Фазы: АВС | А1802RAL-P4GB-DW-3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 6 | ПС 110 кВ Калининская, ОРУ 110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 | ТФНД-110М
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | 1 СШ:
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | А1802RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 7 | ПС 110 кВ Калининская, ОРУ 110 кВ, СМВ | ТФНД-110М
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | | 8 | ПС 110 кВ Б-11, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Чернышково | ТФНД-110М
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | 1 СШ:
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С
2 СШ:
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | А1802RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | VMware
HP ProLiant ML370 G5 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,6 | | 9 | ПС 110 кВ Б-11, ОРУ 110кВ, ОСШ 110 кВ, ОСМВ | ТФЗМ-110Б-IУ1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | | 10 | ПС 110 кВ Обливская ПТФ, ОРУ 110 кВ, 1 с.ш. 110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 | ТВИ-110
Кл.т. 0,2S
600/5
Рег. № 30559-05
Фазы: А; В; С | НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | А1802RLV-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 11 | ПС 110 кВ Обливская ПТФ, ОРУ 110 кВ, 2 с.ш. 110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 | ТВИ-110
Кл.т. 0,2S
600/5
Рег. № 30559-05
Фазы: А; В; С | НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | А1802RLV-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 12 | ПС 110 кВ Обливская-1, ОРУ 35 кВ, с.ш. 35 кВ, ВЛ 35 кВ Артемовская | ТФН-35М
Кл.т. 0,5
50/5
Рег. № 3690-73
Фазы: А; С | НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-00
Фазы: АВС | А1802RL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 13 | ПС 110 кВ Обливская-1, КРУН 10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 2, ввод 10 кВ Т-1 | ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
400/5
Рег. № 1276-59
Фазы: А; С | НТМИ-10-66У3
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 831-69
Фазы: АВС | А1802RАL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 14 | ПС 110 кВ Обливская-1, ТСН-1, с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66
Кл.т. 0,5S
200/5
Рег. № 36382-07
Фазы: А; В; С | - | А1802RL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | VMware
HP ProLiant ML370 G5 | Активная
Реактивная | 0,9
1,9 | 2,9
4,9 | | 15 | ПС 110 кВ Обливская-1, КРУН 10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 5, ВЛ 10 кВ №5 с-з Терновой | ТПЛ-10с
Кл.т. 0,5
50/5
Рег. № 29390-10
Фазы: А; С | НТМИ-10-66У3
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 831-69
Фазы: АВС | А1802RL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 16 | ПС 35 кВ Обливская-2, с.ш. 35 кВ, ВЛ 35 кВ Обливская-2 - Суровикино | ТОЛ-35
Кл.т. 0,2S
100/5
Рег. № 21256-07
Фазы: А; В; С | НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-09
Фазы: АВС | А1802RАL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 17 | ПС 110 кВ Ремонтненская, ОРУ-110 кВ, с.ш. 110 кВ, ВЛ-110 кВ Элиста-Западная | ТФНД-110М
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; С
ТФЗМ-110Б-IУ1
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 2793-71
Фазы: В | НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | А1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 18 | ПС 110 кВ Богородская, РУ-10 кВ, с.ш. 10 кВ, Ввод Т-1 10 кВ | ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5
150/5
Рег. № 1856-63
Фазы: А; В; С | НАМИ-10
Кл.т. 0,2
10000/100
Рег. № 11094-87
Фазы: АВС | А1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 19 | ПС 110 кВ Б. Ремонтное, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Ввод Т-1 10 кВ | ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 2473-69
Фазы: А; С | НАЛИ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 51621-12
Фазы: АВС | А1802RAL-P4GB-DW-3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | VMware
HP ProLiant ML370 G5 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,6 | | 20 | ПС 110 кВ Б. Ремонтное, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Ввод Т-2 10 кВ | ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
200/5
Рег. № 2473-69
Фазы: А; С | НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 20186-05
Фазы: АВС | А1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 21 | ПС 110 кВ Заветинская, ОРУ-110 кВ, 2 с.ш. 110 кВ, ВЛ- 110 кВ Советская | ТФЗМ-110Б-IУ1
Кл.т. 0,5
150/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; С
ТФЗМ 110Б-I
Кл.т. 0,2S
150/5
Рег. № 26420-08
Фазы: В | НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | А1802RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 22 | ПС 110 кВ Сандатовская, ОРУ-110 кВ, 1 с.ш. 110 кВ, ВЛ-110 кВ Виноградная | ТФНД-110М
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | А1802RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 23 | ПС 110 кВ Сандатовская, ОРУ-35 кВ, 1 с.ш. 35 кВ, ВЛ-35 кВ Городовиковская | ТФН-35М
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 3690-73
Фазы: А; С | ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
35000/√3/100/√3
Рег. № 912-70
Фазы: А; В; С | А1802RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 24 | ПС 35 кВ Первомайская, ОРУ-35 кВ, с.ш. 35 кВ, ВЛ-35 кВ Воробьевская | ТФЗМ-35А-У1
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 3690-73
Фазы: А; В; С | ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
35000/√3/100/√3
Рег. № 912-70
Фазы: А; В; С | А1802RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | VMware
HP ProLiant ML370 G5 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,6 | | 25 | ПС 35 кВ Краснопартизанская, ОРУ-35 кВ, с.ш. 35 кВ, ВЛ-35 кВ 40 лет ВЛКСМ | ТОЛ-35
Кл.т. 0,2S
100/5
Рег. № 21256-07
Фазы: А; В; С | ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
35000/√3/100/√3
Рег. № 912-70
Фазы: А; В; С | А1802RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 26 | ПС 35 кВ Краснопартизанская, КРУН-10 кВ, с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ 40 лет ВЛКСМ | ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5
50/5
Рег. № 32139-06
Фазы: А; С | НАМИТ-10-2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 16687-02
Фазы: АВС | А1802RAL-P4GВ-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 27 | ПС 35 кВ Чапаевская, РУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Чапаевская - Яшалта 1,2 | ТФНД-35М
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 3689-73
Фазы: А
ТФН-35М
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 3690-73
Фазы: С | НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-00
Фазы: АВС | А1802RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 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 №№ 3, 10, 11, 14, 16, 25 указана для тока 2 % от Iном, для остальных ИК – для тока 5 % от Iном; cos( = 0,8инд.
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 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 характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество ИК | 27 | | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 3, 10, 11, 14, 16, 25
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | от 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 №№ 3, 10, 11, 14, 16, 25
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера филиала ПАО «МРСК Юга» – «Ростовэнерго», °С | от 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 +40
от +15 до +25 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону»:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера филиала ПАО «МРСК Юга» – «Ростовэнерго»:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 120000
2
70000
1
100000
1 |
| Продолжение таблицы 3 | | 1 | 2 | | Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для серверов:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 180
30
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания серверов с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в 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);
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).
|
| 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 измерительные | ТФЗМ-110Б-IУ1 | 9 | | Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-IV | 3 | | Трансформаторы тока | TG145N | 3 | | Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 6 | | Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 5 | | Трансформаторы тока измерительные | ТФНД-110М | 14 | | Трансформаторы тока измерительные | ТВИ-110 | 6 | | Трансформаторы тока | ТФН-35М | 5 | | Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 2 | | Трансформаторы тока | Т-0,66 | 3 | | Трансформаторы тока | ТПЛ-10с | 2 | | Трансформаторы тока | ТОЛ-35 | 6 | | Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-I | 1 | | Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-У1 | 3 | | Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 | | Трансформаторы тока | ТФНД-35М | 1 | | Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ-110УХЛ1 | 3 | | Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 13 | | Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 17 | | Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 3 | | Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 | | Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66У3 | 1 | | Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 1 | | Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 1 | | Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы | НАЛИ-СЭЩ-10 | 1 | | Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 9 | | Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 1 | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 27 | | Сервер ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» на базе виртуальной машины | VMware | 1 | | Сервер филиала ПАО «МРСК Юга» – «Ростовэнерго» | HP ProLiant ML370 G5 | 1 | | Методика поверки | МП ЭПР-119-2018 | 1 | | Паспорт-формуляр | ТНСЭ.366305.004.ФО | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП ЭПР-119-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 30.11.2018 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);
термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
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.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Публичное акционерное общество «ТНС энерго Ростов-на-Дону» (ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону»)
ИНН 6168002922
Адрес: 344022, г. Ростов-на-Дону, пер. Журавлева, д. 47
Телефон: (863) 307-73-03
Web-сайт: rostov.tns-e.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (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.
| |
