Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 75244-19
Производитель / заявитель: АО "ТНС энерго Тула", г.Тула

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.

Скачать

75244-19: Описание типа СИ Скачать 132.9 КБ
75244-19: Методика поверки Скачать 12.3 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 75244-19
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 007
Производитель / Заявитель

АО "ТНС энерго Тула", г.Тула

РОССИЯ


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 кВтч 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.

Идентиф икационные данные (признаки)

Значение

Идентиф икационное наименование ПО

CalcCli-

ents.dll

Cal-

cLeakage.

rill

Cal-

cLosses.d

ll

Metrol-

ogy.dll

Parse-

Bin.dll

Par-

seIEC.dll

ParseMod

bus.dll

ParsePi-

ramida.dll

Synchro

NSI.dll

Verify-

Time.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

dll

не ниже 3.0

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0

b1b21906

5d63da94

9114dae4

b1959ff70

be1eb17c

83f7b0f6d

4a132f

d79874d1

0fc2b156

a0fdc27e

1ca480ac

52e28d7b6

08799bb3c

cea41b548

d2c83

6f557f885

b7372613

28cd7780

5bd1ba7

48e73a92

83d1e664

94521f63

d00b0d9f

c391d642

71acf405

5bb2a4d3

fe1f8f48

ecf532935

ca1a3fd32

15049af1f

d979f

530d9b01

26f7cdc2

3ecd814c

4eb7ca09

1ea5429b

261fb0e2

884f5b35

6a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

электро

энер

гии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ПС 110 кВ Ясно-горск (ПС №75), ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Пятницкая-Ясногорск

ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-13 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

VMware

IBM System x3550 M4 Server

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3.3

5.3

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. 0,2 600/5 Рег. № 26813-04

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак-

1,0

1,8

2,2

4,1

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

ПС 35 кВ Иванько

ТФЗМ 35Б-[ У1

НАМИ-35 УХЛ1

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив-

во (ПС №27), РУ-35

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03.01

ная

1,3

3,3

3

кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ

100/5

35000/100

Кл.т. 0,5 S/1,0

35 кВ Кашира -Иваньково

Рег. № 26419-04 Фазы: А; В; С

Рег. № 19813-05 Фазы: АВС

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,3

4

ПС 110 кВ Зубово, ОРУ-110 кВ, 2СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Горлово-Зубово

ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5 600/5

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

VMware

IBM System x3550 M4 Server

Актив

ная

1,1

3,2

Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

Рег. № 36697-08

Реак

тивная

2,2

5,6

ТФЗМ 110Б-ГУ Кл.т. 0,5 600/5

5

ПС 110 кВ Гремя-чее, СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Вилен-ки-Гремячее

Рег. № 26422-04 Фазы: А; С

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

1,3

3,3

ТФЗМ-ШБ-Ш Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: В

Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,3

ПС 110 кВ Белев

ТВЭ-35УХЛ2

НАМИ-35 УХЛ1

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

Актив-

(ПС-3), ОРУ-35 кВ,

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03.01

ная

1,3

3,3

6

1 СШ 35 кВ, ВЛ 35

200/5

35000/100

Кл.т. 0,5 S/1,0

кВ Белев-Ульяново

Рег. № 13158-04

Рег. № 19813-09

Рег. № 27524-04

Реак-

2,5

5,3

с отп.

Фазы: А; В; С

Фазы: АВС

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

7

ПС 110 кВ Ферзи-ково (ПС-91), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ши-пово-Ферзиково с отп

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; С

НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

СИКОН С10 Рег. № 21741-03

VMware

IBM System x3550 M4 Server

Актив

ная

Реак

тивная

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-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 14205-94 Фазы: С

СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01

СИКОН С10 Рег. № 21741-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

9

ПС 110 кВ Космос (ПС-398), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ-Космос с отп.

ТФЗМ 110Б-УХЛ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 32825-06 Фазы: А

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: В; С

НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: С

СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01

СИКОН С10 Рег. № 21741-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

10

ПС 110 кВ Космос (ПС-398), ОРУ-110 кВ, ОВ 110 кВ

ТФЗМ-110Б-[У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

1    СШ: НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

2    СШ: НКФ110-83У1

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: С

СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01

СИКОН С10 Рег. № 21741-03

VMware

IBM System x3550 M4 Server

Актив

ная

Реак

тивная

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-Ш Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 26421-04 Фазы: А; В; С

2 СШ: НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

-

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

12

ПС 220 кВ Протон (ПС-418), ОРУ-110 кВ,ОВ 110 кВ

ТФЗМ 110Б-Ш Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 26421-04 Фазы: А; В; С

2 СШ: НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

-

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2 СШ:

НАМИ-110 УХЛ1

13

ПС 110 кВ Шепеле-во (ПС-34), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Су-воров-Шепелево с отп.

ТФЗМ-110Б-[У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01

СИКОН

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

,0 ,6 34

Фазы: А; В; С

С10

IBM System x3550 M4 Server

ПС 110 кВ Шепеле-во (ПС-34), ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Уша-тово-Шепелево с отп.

1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 21741-03

ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02.2-12

Актив

ная

1,1

3,0

14

600/5

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 2793-71

2 СШ:

Рег. № 20175-01

Реак-

2,3

4,6

Фазы: А; В; С

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

15

ПС 110 кВ Шепеле-во (ПС-34), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ше-пелево-Белев1 с отп.

ТВ-110 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 58640-14 Фазы: А; В ; С

2 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01

СИКОН С10 Рег. № 21741-03

VMware

IBM System x3550 M4 Server

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3.0

5.0

16

ПС 110 кВ Шепеле-во (ПС-34) , ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ше-пелево-Белев2 с отп.

ТВ-110 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 58640-14 Фазы: А; В ; С

1    СШ: НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

2    СШ: НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

СИКОН С10 Рег. № 21741-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

17

ПС 110 кВ Шепеле-во (ПС-34) , ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ

ТВ-110 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 32123-06 Фазы: А; В; С

2 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01

СИКОН С10 Рег. № 21741-03

VMware

IBM System x3550 M4 Server

Актив

ная

Реак

тивная

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-110 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 32123-06 Фазы: А; В; С

1    СШ: НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

2    СШ: НКФ-110-06

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 37749-08 Фазы: А; В

НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

СИКОН С10 Рег. № 21741-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,4

5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

19

ПС 110 кВ Агеево (ПС-15), ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ

ТВ-110 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 32123-06 Фазы: А; В ; С

2 СШ: НКФ-110-06 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 37749-08 Фазы: А; В

НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: С

1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01

СИКОН С10 Рег. № 21741-03

VMware

IBM System x3550 M4 Server

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3.0

5.0

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени

30 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 15-19 указана для тока 2 % от !ном, для остальных ИК - для тока 5 % от !ном; cosj = 0,8инд.

4    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.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

19

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином

от 95 до 105

ток, % от !ном

для ИК №№ 15-19

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности cos9

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от Ином

от 90 до 110

ток, % от !ном

для ИК №№ 15-19

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности cos9

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и

УСПД, °С

от +5 до +40

температура окружающей среды в месте расположения сервера

филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго», °С

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

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде 36697-08):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

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

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для серверов:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

30

1

2

для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

40

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

10

для серверов:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

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 35Б4 У1

3

Трансформаторы тока

ТФЗМ 110Б-^

2

Трансформаторы тока измерительные

ТФЗМ-ШБ-Ш

17

Трансформаторы тока встроенные

ТВЭ-35УХЛ2

3

Трансформаторы тока

ТФЗМ 110Б-УХЛ1

1

Трансформаторы тока

ТФЗМ 110Б-Ш

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.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «ТНС энерго Тула», свидетельство об аттестации № 183/RA.RU.312078/2019.

Нормативные 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

Смотрите также

75243-19
Keithley 2400 Источники-измерители напряжения и силы тока
Компания "Tektronix (China) Co., Ltd.", Китай
Источники-измерители напряжения и силы тока серии Keithley 2400 (далее - источники-измерители) предназначены для воспроизведения и измерения напряжения и силы постоянного тока, измерения электрического сопротивления постоянному току.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «КБКФ», ООО «Галактика-С», ООО «Монолит», ОАО «МШФ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматиз...
75242-19
Keithley 2182A Нановольтметры
Компания "Tektronix (China) Co., Ltd.", Китай
Нановольтметры Keithley 2182A (далее - нановольтметры) предназначены для измерения напряжения и отношения напряжений.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО «ТК Елецкие овощи» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного с...
75241-19
Keithley 2000, Keithley 2001, Keithley 2002, Keithley 2010 Мультиметры
Компания "Tektronix (China) Co., Ltd.", Китай
Мультиметры Keithley 2000, Keithley 2001, Keithley 2002, Keithley 2010 (далее -мультиметры) предназначены для измерения напряжения и силы постоянного и переменного тока, электрического сопротивления постоянному току, частоты и периода.