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

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 77965-20
Производитель / заявитель: ПАО "ТНС энерго Ярославль", г.Ярославль
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ярославль» (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

77965-20: Описание типа СИ Скачать 120 КБ
77965-20: Методика поверки Скачать 10.8 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 77965-20
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ярославль"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 009
Производитель / Заявитель

ПАО "ТНС энерго Ярославль", г.Ярославль

РОССИЯ


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ярославль» (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 ПАО «ТНС энерго Ярославль» на базе закрытой облачной системы VMware с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», сервер филиала ПАО «МРСК Центра» -«Ярэнерго» на базе закрытой облачной системы VMware и сервер филиала ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» с ПО «Пирамида-Сети», устройства синхронизации времени (УСВ), 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на серверы: для измерительных каналов (ИК) №№ 4, 5, 7 - на сервер филиала ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго», для ИК № 9 - на сервер филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго», на которых 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.

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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер филиала ПАО «МРСК Центра» -«Ярэнерго», на котором выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера филиала ПАО «МРСК Центра» -«Костромаэнерго» и сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго» информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль» по каналу связи сети Internet (основной канал).

При отказе основного канала связи для ИК №№ 4, 5, 7, 9 цифровой сигнал с выходов счетчиков по резервному каналу связи при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль», 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.

При отказе основного канала связи 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. Измерительная информация от УСПД по резервному каналу связи при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль», на котором осуществляется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Дополнительно сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль» может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов 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 Ярославль» 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 установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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» -«Костромаэнерго», часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго», часы сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль» и УСВ.

Сравнение показаний часов каждого сервера с соответствующим УСВ осуществляется не реже одного раза в час. Корректировка часов серверов производится при расхождении показаний с УСВ на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов каждого УСПД с часами сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго» на величину более ±1 с.

В случае отказа основного канала опроса имеется возможность синхронизации часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль». Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль» 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 Ярославль» на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД (для ИК №№ 1-3, 6, 8, 10-14) осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами соответствующего УСПД на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего сервера (для ИК №№ 4, 5, 7 - с часами сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго», для ИК № 9 - с часами сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго») осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами соответствующего сервера на величину более ±1 с.

В случае отказа основного канала опроса имеется возможность синхронизации часов счетчиков для ИК №№ 4, 5, 7, 9 с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль». Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль» осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль» 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) «АльфаЦЕНТР» и ПО «Пирамида-Сети».

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.

ПО «Пирамида-Сети» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида-Сети». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида-Сети» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«АльфаЦЕНТР» (сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль»)

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 15.07.03

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Продолжение таблицы 1

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«Пирамида-Сети» (сервер филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго» и сервер филиала ПАО «МРСК Центра» -

«Костромаэнерго»)

Binary

Pack

Controls.

dll

Check

Data

Integrity.

dll

Coml

ECFuncti

ons.dll

ComModb

usFunction

s.dll

Com

StdFuncti

ons.dll

DateTime

Processin

gdll

Safe

Values

DataUp-

date.dll

Simple

Verify

Data

Statuses.dl

l

Summary

Check

CRC.dll

Values

DataProce

ssing.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 8.0

Цифровой идентификатор ПО

EB1984E

0072ACF

E1C7972

69B9DB

15476

E021CF9

C974DD7

EA91219

B4D4754

D5C7

BE77C56

55C4F19

F89A1B4

1263A16

CE27

AB65EF4

B617E4F7

86CD87B4

A560FC91

7

EC9A864

71F3713E

60C1DA

D056CD6

E373

D1C26A2

F55C7FE

CFF5CAF

8B1C056

FA4D

B6740D3

419A3BC

1A42763

860BB6F

C8AB

61C1445B

B04C7F9

BB4244D

4A085C6

A39

EFCC55

E91291D

A6F8059

79323644

30D5

013E6FE

1081A4C

F0C2DE9

5F1BB6E

E645

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

УСВ

Сервер

Вид

электро

энер

гии

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях

(±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ПС 110 кВ Хал-деево, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Халдеево-Буй(т)

ТОГ-110 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26118-03 Фазы: А; В; С

1    СШ: НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С

2    СШ: НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

RTU-325L Рег. № 37288-08

УСВ-3 Рег. № 51644-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

e‘s

е‘е

S‘3

£‘I

кшаих

-ЯЕЭД

кет

-аихяу

ЭЛ2М[Д[Д

01-189117

оЛГ

г-аэл

ZI-H79IS

оЛГ

е-аэл

80-883Z,e

оЛГ

sze-nra

WJ-frZSZZ 5JST 0‘l/SS‘0 •■Ь‘1ГЛ

юеош^-хеэ

Э -a -У :иевф

P6S0ZH 5JST хэд

e/v/ooi/e/v/ooooii s‘o Х1ГЯ

ТА /,£"011"Ф)Ш

тэг э !а -У :иевф

176-S02l7l 5JST хэд

e/v/ooi/e/v/oooon s‘o Х1ГЯ

1Л^-0П-ФЖ ШЭ I

э !а -у 1Ч£^ф

S/0001

s‘o Х1ГЯ

AI-30II ЖФ1

a*on-ao ‘a>ioii-A«io ‘oa -3hdK8* ОН ЭП

e

e‘s

е‘е

S‘3

e‘i

кшаих

-ЯЕЭД

кет

-аихяу

ЭЛ2М[Д[Д

01-189117

оЛГ

г-аэл

2I-17179IS

оЛГ

е-аэл

80-88г/.е

оЛГ

sze-nra

WJ-frZSZZ 5JST 0‘l/SS‘0 •■Ь'1ГЛ

ю'еоткьеэ

э !а -У :иевф

176-S02l7l 5JST хэд

e/v/ooi/e/v/oooon s‘o Х1ГЯ

1Л^-0П-ФЖ

тэг э !а -у 1Ч£^ф

176-S02l7l 5JST хэд

e/v/ooi/e/v/oooon s‘o Х1ГЯ

1Л^-0П-ФЖ ШЭ I

э !a -У :иевф

w-zzwz w ^

S/0001

s‘o Х1ГЯ

AI-30II ЖФ1

090XCMIf-09

-atidKa» on-ira ‘a>ioii-A«io ‘oa -3hdK8» on ЭП

z

п

01

6

8

L

9

s

р

e

z

I

1 мйиидщ. эинэжи'оь'оёц

gj аохэшг охээд 9 ojsf хои]х

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

4

ПС 110 кВ Не-рехта-1, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Нерех-та-Рождествено

ТГМ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 100/1 Рег. № 41967-09 Фазы: А; С

1    СШ: НАМИ-35 УХЛ1

Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС

2    СШ: НАМИ-35 УХЛ1

Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС

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

-

УСВ-3 Рег. № 51644-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

DEPO

Storm

1150L2E

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

1,8

2,3

5,5

5

ПС 110 кВ Не-рехта-1, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Нерех-та-Смирновская

ТБМО-35 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 33045-06 Фазы: А; В; С

1    СШ: НАМИ-35 УХЛ1

Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС

2    СШ: НАМИ-35 УХЛ1

Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС

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

-

УСВ-3 Рег. № 51644-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

DEPO

Storm

1150L2E

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

1,8

2,3

5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

6

ПС 110 кВ Ярце-во, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Не-рехта - 2

ТФЗМ 110Б-ГУ Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С

1    СШ: НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С

2    СШ: НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

RTU-325 Рег. № 37288-08

УСВ-3 Рег. № 51644-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

7

ПС 110 кВ Не-рехта-1, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Не-рехта-1

ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 300/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; С

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

-

УСВ-3 Рег. № 51644-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

DEPO

Storm

1150L2E

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

1,8

2,3

5,5

8

ПС 110 кВ Переславль, ОРУ-110кВ, ВЛ 110кВ Переславская 2

ТФМ-110 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 16023-97 Фазы: А; В; С

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

RTU-325L Рег. № 37288-08

УСВ-3 Рег. № 51644-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

9

ПС 35 кВ Ерма-ково, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Щетинское-Ермаково

ТВ-35 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С

ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С

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

-

УСВ-3 Рег. № 51644-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3.3

5.3

10

ПС 110 кВ Пи-щалкино, КРУН-10 кВ, КЛ-10 кВ Пищалкино Ф. 1

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

RTU-325L Рег. № 37288-08

УСВ-3 Рег. № 51644-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,2

3,2

5,6

11

ПС 110 кВ Пи-щалкино, КРУН-10 кВ, КЛ-10 кВ Пищалкино Ф. 5

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С

НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

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

RTU-325L Рег. № 37288-08

УСВ-3 Рег. № 51644-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

12

ПС 110 кВ Пи-щалкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Пищалкино-Бежецк

ТФНД-110М Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

НКФ-110 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 26452-04 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

RTU-325L Рег. № 37288-08

УСВ-3 Рег. № 51644-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

13

ПС 110 кВ Пи-щалкино, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Пищалкино-Красный Холм

ТФН-35 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 664-51 Фазы: А; С

1    СШ: НАМИ-35

Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 60002-15 Фазы: АВС

2    СШ: НАМИ-35

Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 60002-15 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

RTU-325L Рег. № 37288-08

УСВ-3 Рег. № 51644-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

14

ПС 110 кВ Пи-щалкино, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Пищалкино-Сонково

ТФН-35 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 664-51 Фазы: А; С

1    СШ: НАМИ-35

Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 60002-15 Фазы: АВС

2    СШ: НАМИ-35

Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 60002-15 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

RTU-325L Рег. № 37288-08

УСВ-3 Рег. № 51644-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

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 №№ 4, 5, 7 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; 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 и УСВ 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

14

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от №ом ток, % от 1ном для ИК №№ 4, 5, 7 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 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 №ом ток, % от 1ном для ИК №№ 4, 5, 7 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц

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

температура окружающей среды в месте расположения сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго», °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 +5 до +40

от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.02М и 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 типа СЭТ-4ТМ.03:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

140000

2

90000

2

1

2

для счетчиков типа 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

100000

среднее время восстановления работоспособности,

ч

24

для УСВ-3:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

среднее время восстановления работоспособности,

ч

2

для УСВ-2:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

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:

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

5

для серверов:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

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 по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчиков 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).

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.

1

2

3

Трансформаторы тока

ТОГ-110

3

Трансформаторы тока

ТФЗМ 110Б-ГУ

9

Трансформаторы тока

ТГМ-35 УХЛ1

2

Трансформаторы тока

ТБМО-35 УХЛ1

3

Трансформаторы тока

ТБМО-110 УХЛ1

3

Трансформаторы тока

ТФМ-110

3

Трансформаторы тока

ТВ-35

3

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

4

Трансформаторы тока измерительные

ТФНД-110М

3

Трансформаторы тока

ТФН-35

4

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57 У1

15

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66У3

1

Трансформаторы напряжения

НКФ-110

3

Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные

НАМИ-35

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02М

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

6

1

2

3

Устройства сбора и передачи данных

RTU-325L

3

Устройства сбора и передачи данных

RTU-325

1

Устройства синхронизации времени

УСВ-3

2

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

1

Сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль» на базе закрытой облачной системы

VMware

1

Сервер филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго» на базе закрытой облачной системы

VMware

1

Сервер филиала ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго»

DEPO Storm 1150L2E

1

Методика поверки

МП ЭПР-230-2020

1

Паспорт-формуляр

ТНСЭ.366305.009.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-230-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ярославль». Методика поверки», утвержденному

ООО «ЭнергоПромРесурс» 29.01.2020 г.

Основные средства поверки:

-    в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИ-ИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    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 ПАО «ТНС энерго Ярославль», свидетельство об аттестации № 262/RA.RU.312078/2020.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ярославль»

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

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по НПС №7 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбо...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МСК Энерго» в части электроснабжения ООО «Шахта «Грамотеинская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнер...
77963-20
ПТ 0304-ВТ Термопреобразователи прецизионные
ООО НПП "ЭЛЕМЕР", г.Москва
Термопреобразователи прецизионные ПТ 0304-ВТ (далее - термопреобразователи) предназначены для измерений и непрерывного преобразования значений температуры твердых, жидких, газообразных и сыпучих веществ, а также нефтепродуктов и природного газа в уни...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПП 220 кВ Амга (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи получе...
77962-20
Н4-301, Н4-301/1 Калибраторы универсальные
ОАО "Минский научно-исследовательский приборостроительный институт" (МНИПИ), Беларусь, г.Минск
Калибраторы Н4-301, Н4-301/1 предназначены для воспроизведения напряжения и силы постоянного и переменного токов.