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
79965-20: Методика поверки МП ЭПР-272-2020Скачать9.4 Мб