Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНС энерго Великий Новгород". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНС энерго Великий Новгород"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНС энерго Великий Новгород» (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 ООО «ТНС энерго Великий Новгород» на базе закрытой облачной системы VMware (сервер) с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство 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.

Для измерительных каналов (ИК) №№ 1 -15, 22 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, 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.

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, на котором выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Дополнительно сервер 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 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не реже одного раза в час. Корректировка часов сервера производится при наличии расхождения.

Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД (для ИК №№ 16-21) 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 сервера (для ИК №№ 1-15, 22) осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или значение 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.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcCli-

ents.dll

CalcLeak

age.dll

CalcLoss

es.dll

Metrolo

gy.dll

ParseBin.

dll

Par-

seIEC.dll

Parse-

Mod-

bus.dll

ParsePira

mida.dll

Synchro

NSI.dll

Verify-

Time.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

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

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

УСВ

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 Ки-прия, ОРУ - 110 кВ, ВЛ 110 кВ Киприйская-1

ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В

ТФМ-110 Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 16023-97 Фаза: С

1    СШ: НКФ-110-57У1

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

2    СШ: НКФ110-83У1

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

-

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

2

ПС 110 кВ Ки-прия, ОРУ - 110 кВ, ОВ 110 кВ

ТФМ-110-II Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 53622-13 Фаза: А; С

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

2 СШ: НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

-

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

3

ПС 110 кВ №31 Рогавка, ОРУ -110 кВ, ВЛ 110 кВ Милодеж-ская-1

ТФНД-110М Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; С

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

-

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

4

ПС 110 кВ №31 Рогавка, ОРУ -35 кВ, ВЛ 35 кВ Тесовская-5

ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 3690-73 Фаза: А; В; С

1    СШ: НОМ-35 Кл.т. 0,5

35000/V3/100/V3 Рег. № 187-49 Фазы: А; В; С

2    СШ: НАМИ-35 УХЛ1

Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.02.2.14 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 20175-01

-

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3.3

5.3

5

ПС 35 кВ Тесово-2, Т-1 6 кВ

ТПЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 51678-12 Фаза: А; В; С

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-17

-

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

6

ПС 35 кВ Тесово-2, Т-2 6 кВ

ТПЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 69608-17 Фаза: А; В; С

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 380-49 Фазы: АВС

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

-

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

7

ПС 110 кВ Ба-тецкая, ОРУ -110 кВ, ВЛ 110 кВ Мирная-2

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

ТФЗМ-ШБ-VI Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фаза: С

1    СШ: НКФ110-83У1

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

2    СШ: НКФ110-83У1

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

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

-

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

8

ПС 110 кВ Неболчи, ОРУ -110 кВ, ВЛ 110 кВ Неболчин-ская-2

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

1    СШ: НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; С

2    СШ: НКФ110-83У1

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

-

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 Оскуй , ОРУ - 35 кВ, ВЛ 35 кВ Будого-щская-1

ТФН-35М Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С

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

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-17

-

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,7

10

ПС 110 кВ Елисеево , ОРУ - 110 кВ, ВЛ 110 кВ Елисеево-Труд

ТФНД-110М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

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

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

-

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

11

ПС 110 кВ Под-березье (ПС-202), ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Холм-ская-1

ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 100/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С

НКФ-110-57 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 14205-05 Фазы: А; В; С

А1802RAL -P4 G-DW-4 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 31857-11

-

Актив

ная

Реак

тивная

0,9

1,6

1,6

2,7

12

ПС 110 кВ Ро-гавка, ОРУ - 35 кВ, ВЛ-35 кВ Те-совская-6

ТФН-35М Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 3690-73 Фаза: А

ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 3690-73 Фаза: С

2 СШ: НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.02.2.14 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 20175-01

-

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3.3

5.3

13

ПС 110 кВ Дуна-ево, ОРУ - 110 кВ, ВЛ 110 кВ Холмская-1

ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

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

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

-

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ПС 110 кВ Светлицы, ОРУ - 110 кВ, ВЛ 110 кВ Светлая-2

ТФМ-110

НКФ-110-57У1

Актив-

14

Кл.т. 0,5S 400/5

Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5

ная

1,1

3,0

Рег. № 16023-97

Рег. № 14205-94

Рег. № 36697-17

Реак-

2,3

4,7

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

15

ПС 35 кВ Быково, ОРУ - 35 кВ, ВЛ 35 кВ Быко-во-Никола

LZZB8-35D Кл.т. 0,5S 150/5

JDZX8-35R2 Кл.т. 0,5 38500/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

Актив

ная

1,3

3,4

Рег. № 59679-15 Фазы: А; В; С

Рег. № 59680-15 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

2,5

5,7

16

ПС 110 кВ Выползово, ВЛ 110 кВ Выползово-Газовая (л.Валдайская1)

ТГФ-110Ш Кл.т. 0,5 300/5

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

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

Актив

ная

1,3

3,3

Рег. № 49114-12

Рег. № 14205-94

Рег. № 27524-04

Реак-

2,5

5,3

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

ПС 110 кВ Вы-

ТФН-35

НАМИ-35 УХЛ1

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

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

Актив-

ползово, ОРУ -

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

ная

1,3

3,3

17

35 кВ, ВЛ 35 кВ

200/5

35000/100

Выползово-ПС № 2

Рег. № 664-51 Фазы: А; С

Рег. № 19813-00 Фазы: АВС

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Реак

тивная

2,5

5,7

18

ПС 110 кВ Вы-ползово, ЗРУ-6 кВ, яч.22, Ввод 6 кВ КВ Л №22

ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 1276-59

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05

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

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

Актив

ная

Реак-

1,3

2,5

3.3

5.3

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

19

ПС 110 кВ Вы-ползово, ЗРУ-6 кВ, яч.17, Ввод 6 кВ КВ Л №17

ТВК-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 8913-82 Фаза: А

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

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС

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

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3.3

5.3

20

ПС 110 кВ Вы-ползово, ОВ 110 кВ

ТВИ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Рег. № 30559-05 Фазы: А; В; С

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

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

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

Актив

ная

Реак

тивная

0,9

1,5

1,6

3,2

21

ПС 35 кВ Наса-кино, КРУН 10 кВ, Ввод 10 кВ КЛ №04

ТПЛ-10с Кл.т. 0,5 50/5

Рег. № 29390-05 Фазы: А; С

НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС

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

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

22

ПС 110 кВ Дно (ПС-116), ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Светлая-2

ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

НКФ-110-57 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 14205-05 Фазы: А; В; С

А1802RAL -P4 G-DW-4 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 31857-11

-

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,7

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)

±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 №№ 11, 14, 15, 20 указана для тока 2 % от ^ом, для остальных ИК - для тока 5 % от !ном ; cos9 = 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 сервера 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

22

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от №ом ток, % от !ном для ИК №№ 14, 15 для ИК №№ 11, 20 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 1 до 120 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 ином ток, % от 1ном для ИК №№ 14, 15 для ИК №№ 11, 20 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф 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, °С

от 90 до 110

от 1 до 120 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 типа 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 счетчиков типов СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03: 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 36697-17): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типов СЭТ -4ТМ.02М, 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 Альфа А1800:

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

165000

2

90000

2

220000

2

140000

2

120000

2

70000

2

1

2

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

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

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

40

для счетчиков типа СЭТ -4ТМ.02:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

30

для счетчиков типа Альфа А1800:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

180

при отключении питания, лет, не менее

30

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 сервера:

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

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени;

пропадание и восстановление связи со счетчиками.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.

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;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках 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.

1

2

3

Трансформаторы тока измерительные

ТФНД-110М

14

Трансформаторы тока

ТФМ-110

4

Трансформаторы тока

ТФМ-110-II

2

Трансформаторы тока измерительные

ТФЗМ-110Б-1У1

6

Трансформаторы тока

тфзм-шб-vi

1

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35А-У1

4

Трансформаторы тока

ТПЛ-НТЗ-10

6

Трансформаторы тока

ТФН-35М

3

Трансформаторы тока

LZZB8-35D

3

Трансформаторы тока

ТГФ-110Ш

3

Трансформаторы тока

ТФН-35

2

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10У3

2

Трансформаторы тока

ТВК-10

1

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

1

Трансформаторы тока измерительные

ТВИ-110

3

Трансформаторы тока

ТПЛ-10с

2

Трансформаторы тока

ТБМО-110 УХЛ1

3

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57У1

18

Трансформаторы напряжения

НКФ110-83У1

12

Трансформаторы напряжения

НОМ-35

3

1

2

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

1

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65

3

Трансформаторы напряжения

JDZX8-35R2

3

рансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные

НАМИ-35 УХЛ1

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10

1

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

13

Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

5

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

2

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

2

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

1

Сервер ООО «ТНС энерго Великий Новгород» на базе закрытой облачной системы

VMware

1

Методика поверки

МП ЭПР-272-2020

1

Паспорт-формуляр

ТНСЭ.366305.010.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-272-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНС энерго Великий Новгород». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 10.08.2020 г.

Основные средства поверки:

-    в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;

-    блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);

-    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 ООО «ТНС энерго Великий Новгород», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

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

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание