Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН" 2.0. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН" 2.0

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН» 2.0 (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), интеллектуальные приборы учета электроэнергии (ИПУЭ), 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 «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго», сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго» на базе виртуальной машины VMWare, сервер ПАО «ТНС энерго НН» на базе виртуальной машины VMWare, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», программное обеспечение (ПО) «Пирамида-Сети», устройства синхронизации времени (УСВ), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Для измерительных каналов (ИК) № 32 и 33 первичные токи и напряжения поступают на датчики измерения активной и реактивной энергии, входящие в состав ИПУЭ, где преобразуются в цифровые сигналы, пропорциональные мгновенной мощности, которые обрабатываются микроконтроллером ИПУЭ. Далее по полученным значениям мгновенной активной и реактивной мощности формируются накопленные значения количества потребленной активной и реактивной электроэнергии.

Для остальных ИК 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 ИК №№ 32, 33 цифровой сигнал с выходов ИПУЭ при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго», на котором осуществляется обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчётных документов. От сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго» информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на сервер ПАО «ТНС энерго НН» по каналу связи сети Internet.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы соответствующих УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на серверы: для ИК №№ 3-5 на сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго», для ИК №№ 1, 2, 6-31, 34-40 на сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго», на которых осуществляется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго», сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго» информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на сервер ПАО «ТНС энерго НН» по каналу связи сети Internet (основной канал).

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

Дополнительно сервер ПАО «ТНС энерго НН» 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 НН» 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 ИПУЭ, часы УСПД, часы сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго», часы сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» -«Нижновэнерго», часы сервера ПАО «ТНС энерго НН» и УСВ. УСВ обеспечивают передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.

Сравнение показаний часов серверов с соответствующими УСВ осуществляется не реже одного раза в час, корректировка часов серверов производится при расхождении более ±1 с.

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

Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК №№ 1-31, 34-40) с часами соответствующих УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении более ±1 с.

Сравнение показаний часов ИПУЭ (для ИК №№ 32, 33) с часами сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго» осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов ИПУЭ производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более ±1 с.

В случае отказа основного канала опроса, имеется возможность синхронизации часов счетчиков, часов ИПУЭ и часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН». Сравнение показаний часов счетчиков, часов ИПУЭ и часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков, часов ИПУЭ и часов УСПД производится при расхождении показаний часов счетчиков, часов ИПУЭ и часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН» на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчиков, часов ИПУЭ, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 013, указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН» 2.0.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» и ПО «Пирамида-Сети».

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.

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 указана в таблице 2. Уровень защиты ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные (признаки)

«Пирамида 2000» (сервер ПАО «ТНС энерго НН», сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго»)

Идентификационное наименование ПО

CalcCli-

ents.dll

CalcLeak

age.dll

CalcLoss

es.dll

Metrolo-

gydll

ParseBin.

dll

Par-

seIEC.dll

Parse-

Mod-

bus.dll

ParsePira

mida.dll

ol rl л ^3

Й GO

y

GO ^

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

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«Пирамида-Сети» (сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго»)

Binary

Pack

Con-

trols.dll

Check

Data

Integri-

ty.dll

Coml

ECFunc-

tions.dll

ComMod-

busFunc-

tions.dll

Com

StdFunc-

tions.dll

DateTime

Pro-

cessing.dll

Safe

Values

DataUp-

date.dll

Simple

Verify

Data

Status-

es.dll

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

Таблица 3 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

УСВ

Г раницы 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 Нава-шино, РУ 110 кВ, II СШ, ввод ВЛ 110 кВ Муром -Навашино с отп. Орловская-1, Фанерная, Змейка

ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; С

НАМИ-110-УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УСВ-2 Рег. № 41681-10

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

2

ПС 110 кВ Змейка, РУ 110 кВ, II СШ, отпайка ВЛ 110 кВ Муром -Навашино с отп. Орловская-1, Фанерная, Змейка

ТФНД-110М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; С

НКФ-110 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 26452-06 Фазы: А; В; С

EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

3

ПС 110 кВ Гороховец, РУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Гороховец-Степаньково

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

НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

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

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

4

ПС 110 кВ Гороховец, РУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Гороховец- Смо-лино с отп. Комплекс

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

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

НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фаза: С

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

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УКУС-ПИ 02ДМ Рег. № 60738-15

УСВ-2 Рег. № 41681-10

Fujitsu

Siemens

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

5

ПС 110 кВ Гороховец, ОРУ 35 кВ, 2 сек.ш., ввод ВЛ 35кВ Гороховец-Лагерная

ТВЭ-35 УХЛ2 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 13158-04 Фазы: А; В; С

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

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

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

6

ПС 110 кВ Шаху-нья, I СШ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Шахунья-Буреполом

ТБМО-110-УХЛ1 Кл.т. 0,2S 400/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С

НАМИ-110-УХЛ1 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УСВ-2 Рег. № 41681-10

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

0,8

1,5

2,1

5,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

7

ПС 110 кВ Шаху-нья, II СШ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Шахунья-Иготино

ТБМО-110-УХЛ1 Кл.т. 0,2S 400/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С

НАМИ-110-УХЛ1 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УСВ-2 Рег. № 41681-10

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

0,8

1,5

2,1

5,0

8

ПС 110 кВ Пижма, ввод Т1 35 кВ

ТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 Фазы: А; С

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

EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

9

ПС 110 кВ Пижма, ввод Т2 35 кВ

ТФН-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С

ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С

EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

10

ПС 110 кВ Пижма, ввод Т1 10 кВ

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А; С

НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС

EA05RALX-B-4

W

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

11

ПС 110 кВ Пижма, ввод Т2 10 кВ

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; В; С

НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС

EA05RLX-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

ПС 110 кВ Пижма, ввод ТСН-1 0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; С

-

EA05RLX-P1B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,1

13

ПС 110 кВ Пижма, ввод ТСН-2 0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; С

-

EA05RLX-P1B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УСВ-2 Рег. № 41681-10

УСВ-2 Рег. №

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,1

14

ПС 110 кВ Буреполом, ввод Т1 27,5 кВ

ТВТ-35М Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 3642-73 Фазы: А; В; С

ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 27500/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; С

EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

VMware

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

15

ПС 110 кВ Буреполом, ввод Т2 27,5 кВ

ТВТ-35М Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 3642-73 Фазы: А; В; С

ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 27500/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; С

EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

41681-10

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

16

ПС 110 кВ Буреполом, Ф-1 10 кВ

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

17

ПС 110 кВ Буреполом, Ф-2 10 кВ

ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 25433-03 Фазы: А; С

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УСВ-2 Рег. № 41681-10

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

1,8

2,2

5,1

18

ПС 110 кВ Сява, КРУН-10 кВ, 1СШ 10 кВ, ввод В Л -1001 ПС Сява

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

НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС

EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

19

ПС 110 кВ Покров Майдан, ввод 110 кВ ВЛ 110 кВ Яд-рин 2

ТФЗМ-110 Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 32825-11 Фазы: А; С

НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3.3

6.4

20

ПС 110 кВ Покров Майдан, ввод 110 кВ ВЛ 110 кВ Яд-рин 1

ТФНД-110М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2793-71 Фаза: А

ТФМ-110-II Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 53622-13 Фаза: С

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

EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ТФЗМ-110Б-1У1

НКФ110-83У1

Кл.т. 0,5 600/5

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 2793-71

Рег. № 1188-84

EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив-

21

ПС 110 кВ Покров Майдан, ОВ 110 кВ

Фазы: А; В; С

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

Фазы: А; В; С

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

УСВ-2

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

ТОЛ-35

НАМИ-35 УХЛ1

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Рег. №

Актив-

ПС 110 кВ Воро-

Кл.т. 0,5S

Кл.т. 0,5

EA05RLX-P1B-3

41681-10

VMware

ная

1,3

3,3

22

тынец, ВЛ 35 кВ

200/5

35000/100

Кл.т. 0,5S/1,0

ЯМЗ

Рег. № 47959-11

Рег. № 19813-09

Рег. № 16666-97

УСВ-2

VMware

Реак-

2,5

6,4

Фазы: А; С

Фазы: АВС

Рег. №

тивная

ТФЗМ-110Б-1У1

НКФ-110-57 У1

41681-10

Кл.т. 0,5 600/5

Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3

ПС 110 кВ Перво-майск, ОРУ-110

Рег. № 2793-71 Фазы: А; В

Рег. № 14205-94 Фазы: А; В

EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

1,3

3,3

23

кВ, 1 СШ 110 кВ,

ВЛ-110 кВ Перво-майск-Ельники

ТФНД-110М Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фаза: С

НКФ-110

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 26452-06 Фаза: С

Реак

тивная

2,5

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

НКФ-110-57 У1

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 200/5

Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3

24

ПС 110 кВ Перво-майск, 1 СШ, ввод

Рег. № 14205-94 Фазы: А; В

EA05RALX-

P3B-4

СИКОН

С1

Актив

ная

1,3

3,3

ВЛ-110 кВ Перво-майск-Жегалово

Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

НКФ-110 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

Рег. № 15236-03

УСВ-2 Рег. № 41681-10

Реак

тивная

2,5

5,2

Рег. № 26452-06 Фаза: С

VMware

ТФЗМ-110Б-1У1

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

НКФ-110 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 26452-06 Фаза: С

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

25

ПС 110 кВ Перво-майск, ОМВ-110 кВ

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71

EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0

СИКОН С1 Рег. №

1,3

2,5

3,3

5,2

Фазы: А; В; С

Рег. № 16666-97

15236-03

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

26

ПС 110 кВ Починки, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Починки-Ичалки

ТФЗМ-110Б-[У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фаза: А

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

НАМИ-110-УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-13 Фазы: А; В

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

EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УСВ-2 Рег. № 41681-10

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

27

ПС 35 кВ Б.Болдино, 2 СШ 35 кВ, ввод ВЛ-35 кВ Б.Болдино-Б.Игнатово

ТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 Фазы: А; С

ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С

EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

28

ПС 110 кВ Новосельская, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Теньгуше-во - Новосельская

тфзм-шб-ш

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

EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

29

ПС 110 кВ Воскресенская, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Воскре-сенск-Мелковка

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

НКФ-110-57 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 14205-11 Фазы: А; В; С

EA05RALX-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,2

3,2

5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

30

ПС 35 кВ НИРФИ, 1 СШ 35 кВ, ввод ВЛ- 35 кВ Микря-ково - НИРФИ

ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5S 50/5

Рег. № 26417-06 Фазы: А; С

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС

EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УСВ-2 Рег. № 41681-10

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

31

ПС 35 кВ НИРФИ, 2 СШ 35 кВ, ввод 2 ВЛ- 35 кВ Еласы - НИРФИ

ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5S 50/5

Рег. № 26417-06 Фазы: А; С

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС

EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

32

ВЛ-10 кВ 1017 от ПС 35 кВ Нарышкино, отпайка ВЛ-10 кВ в сторону ТП-21080, оп.110, отпайка ВЛ-10 кВ в сторону ТП-21005А (146);

ТП №6

-

-

РиМ 384.02/2 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 55522-13

-

Актив

ная

Реак

тивная

0,6

1,1

1,6

3,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

33

ВЛ-10 кВ 1015 от ПС 35 кВ Нарышкино, отпайка ВЛ-10 кВ в сторону ТП-21071, оп.1, отпайка ВЛ-10 кВ в сторону КТП-21033А (147), КТП-21034А (148);

ТП №7

-

-

РиМ 384.02/2 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 55522-13

-

УСВ-2

Актив

ная

Реак

тивная

0,6

1,1

1,6

3,5

34

ПС Сысуево РУ-35кВ, ВЛ-35 кВ Сысуево-Ленинская

ТФМ-35-II Кл.т. 0,5 50/5

Рег. № 17552-06 Фазы: А; С

НОМ-35-66 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 187-70 Фазы: А; С

EA05RALX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Рег. № 41681-10

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

35

ПС 110 кВ Губ-цевская, ввод Т1-35 кВ

ТФН-35М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С

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

EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

36

ПС 110 кВ Губ-цевская, ввод T1-10 кВ

ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А; С

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3.3

6.4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

37

ПС 110 кВ Губ-цевская, ввод ТСН 1 0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 22656-07 Фазы: А; В; С

-

EA05RLX-P1B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3.3

6.4

38

ПС 110 кВ Чи-стовская, ввод ВЛ-110 кВ Верещаги-но-Чистое

ТФЗМ-110Б-ГУ Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 26422-06 Фазы: А; С

НКФ-110 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 26452-06 Фаза: А

НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: В; С

EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УСВ-2 Рег. № 41681-10

УСВ-2 Рег. №

VMware

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

39

ПС 35 кВ Сноведь, ВЛ 10 кВ, ф. 1009

ТВК-10 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 8913-82 Фазы: А; С

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-00 Фазы: АВС

EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

41681-10

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

40

ПС Ветлуга, ВЛ-35 кВ Катунино-Ветлуга

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

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

EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,2

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в времени UTC(SU), с

рабочих условиях

относительно шкалы

±5

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 №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 36, 37 указана для тока 2 % от !ном, для остальных ИК - указана для тока 5 % от Гом; соБф = 0,8инд.

4    Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков и ИПУЭ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов. Допускается 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.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

40

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином ток, % от !ном

для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 36, 37 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Г ц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 5 до 120 от 1 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином ток, % от !ном

для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 36, 37 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Гц

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

температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С

от 90 до 110

от 5 до 120 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40

от +5 до +35 от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16666-97):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16666-07):

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

50000

2

80000

2

1

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для ИПУЭ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

180000

среднее время восстановления работоспособности, ч

72

для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ:

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 типов ЕвроАЛЬФА:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

74

при отключении питания, лет, не менее

5

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

40

для ИПУЭ:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

180

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 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 ИПУЭ: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.

-    журнал счетчиков: параметрирования;

пропадания напряжения; коррекции времени.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком;

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

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

ИПУЭ;

счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

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

ИПУЭ;

счетчиков электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

ИПУЭ (функция автоматизирована);

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 5.

Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ_

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

1

2

3

Трансформаторы тока измерительные

ТФЗМ-110Б-ГУ1

25

1

2

3

Трансформаторы тока измерительные

ТФНД-110М

9

Трансформаторы тока встроенные

ТВЭ-35 УХЛ2

3

Трансформаторы тока

ТБМО-110-УХЛ1

6

Трансформаторы тока

ТФНД-35М

4

Трансформаторы тока

ТФН-35М

4

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

2

Трансформаторы тока

ТПЛ-10

2

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

3

Трансформаторы тока

Т-0,66

4

Трансформаторы тока

ТВТ-35М

6

Трансформаторы тока

ТЛО-10

2

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

2

Трансформаторы тока

ТФЗМ-110

2

Трансформаторы тока

ТФМ-110-II

1

Трансформаторы тока опорные

ТОЛ-35

2

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35А-У1

4

Трансформаторы тока

ТФМ-35-II

2

Трансформаторы тока

ТЛК-СТ-10

2

Трансформаторы тока

Т-0,66

3

Трансформаторы тока

ТФЗМ-ШБЛУ

2

Трансформаторы тока

ТВК-10

2

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35А-У1

2

Трансформаторы напряжения антирезонансные

НАМИ-110-УХЛ1

9

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57 У1

5

Трансформаторы напряжения

НКФ-110

5

Трансформаторы напряжения

НКФ110-83У1

15

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

4

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65

11

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10-2

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

2

Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные

НАМИ-110-УХЛ1

2

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

2

Трансформаторы напряжения

НОМ-35-66

2

Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные

НАМИ-10-95 УХЛ2

1

Счетчики электроэнергии многофункциональные

ЕвроАЛЬФА

32

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ЕвроАЛЬФА

3

Интеллектуальные приборы учета электроэнергии

РиМ 384.02/2

2

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С1

18

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

1

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

2

Источники первичные точного времени

УКУС-ПИ 02ДМ

1

Сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» -«Владимирэнерго»

Fujitsu Siemens

1

1

2

3

Сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» -«Нижновэнерго»

VMware

1

Сервер ПАО «ТНС энерго НН»

VMware

1

Формуляр

ТНСЭ.366305.013.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «ТНС энерго НН» 2.0, аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе, автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН» 2.0

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

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

Правообладатель

Публичное акционерное общество «ТНС энерго Нижний Новгород» (ПАО «ТНС энерго НН»)

ИНН 5260148520

Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Бекетова, д. 3В

Телефон: (831) 243-07-99

Факс: (831) 412-36-48

Web-сайт: nn.tns-e.ru

E-mail: info@nn.tns-e.ru

Развернуть полное описание