|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО "ТНС энерго Тула", г.Тула |
| 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.№ 007 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ТНС энерго Тула» (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, 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» - «Тулэнерго», реализованный на базе закрытой облачной системы VMware, сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго», сервер АО «ТНС энерго Тула», реализованный на базе закрытой облачной системы VMware, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для измерительных каналов (ИК) №№ 11, 12 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АО «ТНС энерго Тула», на котором 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.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение измерительной информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация от УСПД по основному каналу связи при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АО «ТНС энерго Тула», на котором выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
При отказе основного канала связи измерительная информация от УСПД по резервному каналу связи при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго» (для ИК №№ 1-6) и сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго» (для ИК №№ 7-10, 13-19), на которых выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Один раз в сутки (или по запросу в ручном режиме) сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго» и сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго» автоматически формируют файлы отчёта с результатами измерений в виде xml-файлов формата 80020 и передают на сервер АО «ТНС энерго Тула» по каналу связи сети Internet.
Также сервер АО «ТНС энерго Тула» 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 АО «ТНС энерго Тула» 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, часы УСПД, часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго», часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго», часы сервера АО «ТНС энерго Тула». 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. Сравнение часов каждого сервера 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 каждого сервера осуществляется 1 раз в час, корректировка часов каждого сервера производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера, производящего опрос (сервер АО «ТНС энерго Тула» или сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго», сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго») 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. Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК №№ 1-10, 13-19) 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 с часами соответствующего УСПД на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК №№ 11, 12) с часами сервера АО «ТНС энерго Тула» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера АО «ТНС энерго Тула» на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов 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) «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 ПО «Пирамида 2000» 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 ПО | CalcClients.dll | CalcLeakage.dll | CalcLosses.dll | Metrology.dll | ParseBin.dll | ParseIEC.dll | ParseModbus.dll | ParsePiramida.dll | SynchroNSI.dll | Verify-Time.dll | | Номер версии (идентификационный
номер) ПО | не ниже 3.0 | | Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | | 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 | 10 | | 1 | ПС 110 кВ Ясногорск (ПС №75), ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Пятницкая-Ясногорск | ТРГ-110 II*Кл.т. 0,5
600/5Рег. № 26813-06
Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 24218-13
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | VMware
IBM System x3550 M4 Server | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,3 |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 2 | ПС 110 кВ Мордвес (ПС №56), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Мордвес | ТРГ-110 II*Кл.т. 0,2
600/5Рег. № 26813-04
Фазы: А; В; С | НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 36697-08 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | VMware
IBM System x3550 M4 Server | Активная
Реактивная | 1,0
1,8 | 2,2
4,1 | | 3 | ПС 35 кВ Иваньково (ПС №27), РУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Кашира - Иваньково | ТФЗМ 35Б-I У1Кл.т. 0,5
100/5Рег. № 26419-04
Фазы: А; В; С | НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,535000/100Рег. № 19813-05
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | | 4 | ПС 110 кВ Зубово, ОРУ-110 кВ, 2СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Горлово-Зубово | ТРГ-110 II*Кл.т. 0,5
600/5Рег. № 26813-06
Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,2110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 36697-08 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | | 5 | ПС 110 кВ Гремячее, СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Виленки-Гремячее | ТФЗМ 110Б-IV
Кл.т. 0,5
600/5Рег. № 26422-04
Фазы: А; С
ТФЗМ-110Б-IУ1
Кл.т. 0,5
600/5Рег. № 2793-71
Фазы: В | НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | | 6 | ПС 110 кВ Белев (ПС-3), ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Белев-Ульяново с отп. | ТВЭ-35УХЛ2Кл.т. 0,5
200/5Рег. № 13158-04
Фазы: А; В; С | НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,535000/100Рег. № 19813-09
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | | 7 | ПС 110 кВ Ферзиково (ПС-91), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ши-пово-Ферзиково с отп | ТФЗМ-110Б-IУ1Кл.т. 0,5
600/5Рег. № 2793-71
Фазы: А; С | НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 27524-04 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | VMware
IBM System x3550 M4 Server | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,6 | | 8 | ПС 110 кВ Космос (ПС-398), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Космос-Заокская с отп. | ТФЗМ-110Б-IУ1Кл.т. 0,5
600/5Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 1188-84
Фазы: А; В
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 14205-94
Фазы: С | СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 20175-01 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | | 9 | ПС 110 кВ Космос (ПС-398), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Алексин-ская ТЭЦ-Космос с отп. | ТФЗМ 110Б-УХЛ1
Кл.т. 0,5
600/5Рег. № 32825-06
Фазы: А
ТФЗМ-110Б-IУ1Кл.т. 0,5
600/5Рег. № 2793-71
Фазы: В; С | НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 1188-84
Фазы: А; В
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 14205-94
Фазы: С | СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 20175-01 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | | 10 | ПС 110 кВ Космос (ПС-398), ОРУ-110 кВ, ОВ 110 кВ | ТФЗМ-110Б-IУ1Кл.т. 0,5
600/5Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | 1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
2 СШ:
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 1188-84
Фазы: А; В
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 14205-94
Фазы: С | СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 20175-01 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | VMware
IBM System x3550 M4 Server | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,6 | | 11 | ПС 220 кВ Протон (ПС-418), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Протон-Заокская с отп. | ТФЗМ 110Б-IIIКл.т. 0,5
1000/5Рег. № 26421-04
Фазы: А; В; С | 2 СШ:
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 50460-18 | - | | 12 | ПС 220 кВ Протон (ПС-418), ОРУ-110 кВ,ОВ 110 кВ | ТФЗМ 110Б-IIIКл.т. 0,5
1000/5Рег. № 26421-04
Фазы: А; В; С | 2 СШ:
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 50460-18 | - | | 13 | ПС 110 кВ Шепелево (ПС-34), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Су-воров-Шепелево с отп. | ТФЗМ-110Б-IУ1Кл.т. 0,5
600/5Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | 2 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 20175-01 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | VMware
IBM System x3550 M4 Server | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,6 | | 14 | ПС 110 кВ Шепелево (ПС-34), ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ушатово-Шепелево с отп. | ТФЗМ-110Б-IУ1Кл.т. 0,5
600/5Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | 1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
2 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 20175-01 | | 15 | ПС 110 кВ Шепелево (ПС-34), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ше-пелево-Белев1 с отп. | ТВ-110Кл.т. 0,5S
400/5Рег. № 58640-14
Фазы: А; В; С | 2 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 20175-01 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | VMware
IBM System x3550 M4 Server | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
5,0 | | 16 | ПС 110 кВ Шепелево (ПС-34) , ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ше-пелево-Белев2 с отп. | ТВ-110Кл.т. 0,5S
400/5Рег. № 58640-14
Фазы: А; В; С | 1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
2 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-12 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | | 17 | ПС 110 кВ Шепелево (ПС-34) , ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ | ТВ-110Кл.т. 0,5S
600/5Рег. № 32123-06
Фазы: А; В; С | 2 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 20175-01 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | VMware
IBM System x3550 M4 Server | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
5,0 | | 18 | ПС 110 кВ Агеево (ПС-15), ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Суворов-Агеево с отпайкой на ПС Безово | ТВ-110Кл.т. 0,5S
600/5Рег. № 32123-06
Фазы: А; В; С | 1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
2 СШ:
НКФ-110-06
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 37749-08
Фазы: А; В
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 1188-84
Фазы: С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 36697-08 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | | 19 | ПС 110 кВ Агеево (ПС-15), ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ | ТВ-110Кл.т. 0,5S
600/5Рег. № 32123-06
Фазы: А; В; С | 2 СШ:
НКФ-110-06
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 37749-08
Фазы: А; В
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 1188-84
Фазы: С
1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 20175-01 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | VMware
IBM System x3550 M4 Server | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
5,0 | | 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 №№ 15-19 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 УСПД на аналогичные утвержденных типов, 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 характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество ИК | 19 | | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 15-19
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 №№ 15-19
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго», °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 типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.02:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК и СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для серверов:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 90000
2
140000
2
165000
2
70000
2
70000
1 | | Глубина хранения информации:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее | 113
30 |
| Продолжение таблицы 3 | | 1 | 2 | | для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК:
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 менее | 113
40
45
10
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.
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;
сервера.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчике электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
|
| 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 элегазовые | ТРГ-110 II* | 9 | | Трансформаторы тока | ТФЗМ 35Б-I У1 | 3 | | Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-IV | 2 | | Трансформаторы тока измерительные | ТФЗМ-110Б-IУ1 | 17 | | Трансформаторы тока встроенные | ТВЭ-35УХЛ2 | 3 | | Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-УХЛ1 | 1 | | Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-III | 6 | | Трансформаторы тока | ТВ-110 | 6 | | Трансформаторы тока наружной установки | ТВ-110 | 9 | | Трансформаторы напряжения антирезонансные
однофазные | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 | | Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 7 | | Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 | | Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ-110 УХЛ1 | 15 | | Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 9 | | Трансформаторы напряжения | НКФ-110-06 | 2 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 5 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 4 | | Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02 | 8 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 2 | | Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С1 | 5 | | Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 1 | | Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С10 | 4 | | Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго» на базе закрытой облачной системы | VMware | 1 | | Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго» | IBM System x3550 M4 Server | 1 | | Сервер АО «ТНС энерго Тула» на базе закрытой облачной системы | VMware | 1 | | Методика поверки | МП ЭПР-160-2019 | 1 | | Паспорт-формуляр | ТНСЭ.366305.007.ФО | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП ЭПР-160-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ТНС энерго Тула». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 12.04.2019 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) АО «ТНС энерго Тула»
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 | Акционерное общество «ТНС энерго Тула» (АО «ТНС энерго Тула»)
ИНН 7105037307
Адрес: 300041, г. Тула, ул. Каминского, д. 31а
Телефон: (4872) 25-09-70
Web-сайт: tula.tns-e.ru
E-mail: office@tula.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.
| |
