Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула" Нет данных, ГРСИ 75244-19
Номер госреестра:
75244-19
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "ТНС энерго Тула", г.Тула
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 007
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 74104
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 16
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ТНС энерго Тула»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ТНС энерго Тула» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки,
хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации
заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и
счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую
аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго», реализованный на базе
закрытой облачной системы VMware, сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -
«Калугаэнерго», сервер АО «ТНС энерго Тула», реализованный на базе закрытой облачной
системы VMware, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированные
рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации
локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в
аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям
силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для измерительных каналов (ИК) №№ 11, 12 цифровой сигнал с выходов счетчиков при
помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АО «ТНС энерго
Тула», на котором выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление
электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и
хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Лист № 2
Всего листов 16
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических
средств приема-передачи данных поступает на входы соответствующего УСПД, где
осуществляетсяобработкаизмерительнойинформации,вчастностивычисление
электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и
хранение измерительной информации, а также отображение информации по подключенным к
УСПД устройствам.
Далее измерительная информация от УСПД по основному каналу связи при помощи
технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АО «ТНС энерго Тула», на
котором выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации,
оформление отчетных документов.
При отказе основного канала связи измерительная информация от УСПД по резервному
каналу связи при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер
филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго» (для ИК №№ 1-6) и сервер филиала
ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго» (для ИК №№ 7-10, 13-19), на которых
выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление
отчетных документов. Один раз в сутки (или по запросу в ручном режиме) сервер филиала
ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго» и сервер филиала ПАО «МРСК Центра и
Приволжья» - «Калугаэнерго» автоматически формируют файлы отчёта с результатами
измерений в виде xml-файлов формата 80020 и передают на сервер АО «ТНС энерго Тула» по
каналу связи сети Internet.
Также сервер АО «ТНС энерго Тула» может принимать измерительную информацию в
виде xml-файлов формата 80020 от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в
Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам
оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от сервера АО «ТНС энерго Тула» в программно-аппаратный
комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал
АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с
протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с
приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния
средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к
Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов
оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с
единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в
себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -
«Тулэнерго», часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго»,
часы сервера АО «ТНС энерго Тула». СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы
времени по протоколу NTP – NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу
точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени
NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного
первичного эталона времени и частоты. Сравнение часов каждого сервера с NTP-сервером
ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть Интернет
осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом
сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов каждого сервера осуществляется
1 раз в час, корректировка часов каждого сервера производится при расхождении с
NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.
Лист № 3
Всего листов 16
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера, производящего опрос (сервер
АО «ТНС энерго Тула» или сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго»,
сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго») осуществляется во время
сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при
расхождении показаний с часами соответствующего сервера на величину более ±1 с. Сравнение
показаний часов счетчиков (для ИК №№ 1-10, 13-19) с часами соответствующего УСПД
осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в 30 мин.
Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами
соответствующего УСПД на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК №№ 11, 12) с часами сервера АО «ТНС
энерго Тула» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки.
Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера
АО «ТНС энерго Тула» на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на
которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в
соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является
кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
МетрологическизначимаячастьПОуказанавтаблице1.Уровеньзащиты
ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 16
Значение
ParsePi-
ramida.dll
Synchro
NSI.dll
Verify-
Time.dll
не ниже 3.0
MD5
cLosses.d
ll
Parse-Par-
Bin.dll seIEC.dll
ParseMod
bus.dll
6f557f885 48e73a92
b7372613 83d1e664
28cd7780 94521f63
5bd1ba7 d00b0d9f
c391d642
71acf405
5bb2a4d3
fe1f8f48
ecf532935
ca1a3fd32
15049af1f
d979f
530d9b01
26f7cdc2
3ecd814c
4eb7ca09
1ea5429b
261fb0e2
884f5b35
6a1d1e75
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные
данные (признаки)
Идентификационное CalcCli- Cal-
Cal-
Metrol-
наименование ПО ents.dll cLeakage. ogy.dll
Номер версии (иден-
dll
тификационный
номер) ПО
e55712d0 b1959ff70 d79874d152e28d7b6
Цифровойb1b21906be1eb17c0fc2b15608799bb3c
идентификатор ПО5d63da94 83f7b0f6da0fdc27ecea41b548
9114dae44a132f1ca480ac d2c83
Алгоритм вычисле-
ния цифрового иден-
тификатора ПО
Метрологические и технические характеристики
УСПД
Сервер
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
IBM System
x3550 M4
Server
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Измерительные компоненты
мер
Но-
Наименование
ИК
точки измерений
ТТТНСчетчик
6
Метрологические харак-
теристики ИК
Вид
Границы Границы до-
электро
допускае-пускаемой
энер-
мой основ- относитель-
гии ной отно- ной погреш-
сительной ности в ра-
погрешно- бочих усло-
сти, (±δ) % виях, (±δ) %
8910
горск (ПС №75),
ОРУ-110 кВ, 1 СШ
110 кВ, ВЛ 110 кВ
Пятницкая-
12345
ПС 110 кВ Ясно-
ТРГ-110 II* НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5СЭТ-4ТМ.03.01
1600/5 110000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 26813-06Рег. № 24218-13Рег. № 27524-04
Ясногорск
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
7
VMware
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,3
тивная
Лист № 5
Всего листов 16
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
СИКОН
С70
Рег. №
28822-05
4
5
6
78910
2
вес
ТРГ-110 II*
Кл.т. 0,2
600/5
Рег. № 26813-04
Продолжение таблицы 2
123
ПС 110 кВ Мордвес
(ПС №56), ОРУ-110
кВ, 2 СШ 110 кВ,
ВЛ 110 кВ Кашир-
ская ГРЭС - Морд-
Фазы: А;
В
; С
Актив-
ная1,02,2
Реак-1,84,1
тивная
Актив-
ная1,33,3
4
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 26813-06
НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-05
Фазы: АВС
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,2
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
Реак-2,55,3
тивная
Актив-
ная1,13,2
5
ки-Гремячее
Фазы: А; С
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,3
тивная
ПС 35 кВ Иванько- ТФЗМ 35Б-I У1
во (ПС №27), РУ-35Кл.т. 0,5
3кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ100/5
35 кВ Кашира -Рег. № 26419-04
Иваньково Фазы: А; В; С
ПС 110 кВ Зубово,
ТРГ-110 II*
ОРУ-110 кВ, 2СШ-
110 кВ, ВЛ-110 кВ
Горлово-Зубово
Фазы: А; В; С
ТФЗМ 110Б-IV
Кл.т. 0,5
600/5
ПС 110 кВ Гр
е
мя-
Рег. № 26422-04
чее, СШ-110 кВ,
ВЛ-110 кВ Вилен-
ТФЗМ-110
Б
-
I
У1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 2793-71
Фазы: В
ПС 110 кВ БелевТВЭ-35УХЛ2
(ПС-3), ОРУ-35 кВ, Кл.т. 0,5
61 СШ 35 кВ, ВЛ 35200/5
кВ Белев-Ульяново Рег. № 13158-04
с отп.Фазы: А; В; С
НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-09
Фазы: АВС
VMware
Реак-2,25,6
IBM System
тивная
x3550 M4
Server
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,3
тивная
Лист № 6
Всего листов 16
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СИКОН
С10
Рег. №
21741-03
СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 20175-01
СИКОН
С10
Рег. №
21741-03
9
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: С
СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 20175-01
СИКОН
С10
Рег. №
21741-03
Продолжение таблицы 2
123
4
5
6
78910
ПС 110 кВ Ферзи-
отп
Кл.т. 0,5
7600/5
Рег. № 2793-71
ково (ПС-91), ОРУ-
ТФЗМ-110
Б
-
I
У1
110 кВ, 2 СШ 110
кВ, ВЛ 110 кВ Ши-
пово-Ферзиково с
Фазы: А; С
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,6
тивная
ПС 110 кВ Космос ТФЗМ-110Б-IУ1
(ПС-398), ОРУ-110Кл.т. 0,5
8кВ, 2 СШ 110 кВ,600/5
ВЛ 110 кВ Космос-Рег. № 2793-71
Заокская с отп. Фазы: А; В; С
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: С
Актив-
ная1,13,0
ТФЗМ 110Б-
УХЛ1
Кл.т. 0,5
ПС 110 кВ Космос
600/5
(ПС-398), ОРУ-110
Рег. № 32825-06
кВ, 2 СШ 110 кВ,
Фазы: А
ВЛ 110 кВ Алексин-
ская ТЭЦ-Космос с
ТФЗМ-110Б-IУ1
отп.
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 2793-71
Фазы: В; С
VMware
Реак-2,34,6
тивная
IBM System
x3550 M4
Server
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,6
тивная
Лист № 7
Всего листов 16
ТФЗМ-110Б-IУ1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С
2 СШ:
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В
СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 20175-01
СИКОН
С10
Рег. №
21741-03
ТФЗМ 110Б-III
Кл.т. 0,5
1000/5
Рег. № 26421-04
Фазы: А; В; С
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
-
ТФЗМ 110Б-III
Кл.т. 0,5
1000/5
Рег. № 26421-04
Фазы: А; В; С
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
-
VMware
IBM System
x3550 M4
Server
Продолжение таблицы 2
12
ПС 110 кВ Космос
10(ПС-398), ОРУ-110
кВ, ОВ 110 кВ
345678910
1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,6
тивная
ПС 220 кВ Протон
(ПС-418), ОРУ-110
11 кВ, 2 СШ 110 кВ,
ВЛ 110 кВ Протон-
Заокская с отп.
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,7
тивная
ПС 220 кВ Протон
12(ПС-418), ОРУ-110
кВ,ОВ 110 кВ
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: С
2 СШ:
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С
2 СШ:
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,7
тивная
Лист № 8
Всего листов 16
13
ПС 110 кВ Шепеле-
во (ПС-34), ОРУ-
110 кВ, 2 СШ 110
кВ, ВЛ 110 кВ Су-
воров-Шепелево с
отп.
ТФЗМ-110Б-IУ1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 20175-01
14
ПС 110 кВ Шепеле-
во (ПС-34), ОРУ-
110 кВ, 1 СШ 110
кВ, ВЛ 110 кВ Уша-
тово-Шепелево с
отп.
ТФЗМ-110Б-IУ1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 20175-01
СИКОН
С10
Рег. №
21741-03
VMware
IBM System
x3550 M4
Server
Продолжение таблицы 2
12
3
5
6
78910
4
2 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,6
тивная
1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
2 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,6
тивная
Лист № 9
Всего листов 16
СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 20175-01
СИКОН
С10
Рег. №
21741-03
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
СИКОН
С10
Рег. №
21741-03
VMware
IBM System
x3550 M4
Server
Продолжение таблицы 2
123
5
6
78910
ПС 110 кВ Шепеле-ТВ-110
во (ПС-34), ОРУ- Кл.т. 0,5S
15110 кВ, 2 СШ 110400/5
кВ, ВЛ 110 кВ Ше- Рег. № 58640-14
пелево-Белев1 с отп. Фазы: А; В; С
4
2 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,35,0
тивная
ПС 110 кВ Шепеле-ТВ-110
во (ПС-34) , ОРУ- Кл.т. 0,5S
16110 кВ, 1 СШ 110400/5
кВ, ВЛ 110 кВ Ше- Рег. № 58640-14
пелево-Белев2 с отп. Фазы: А; В; С
1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
2 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,7
тивная
Лист № 10
Всего листов 16
СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 20175-01
СИКОН
С10
Рег. №
21741-03
18
ПС 110 кВ Агеево
(ПС-15), ОРУ-110
кВ, 1 СШ 110 кВ,
ВЛ 110 кВ Суворов-
Агеево с отпайкой
на ПС Безово
ТВ-110
Кл.т. 0,5S
600/5
Рег. № 32123-06
Фазы: А; В; С
2 СШ:
НКФ-110-06
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 37749-08
Фазы: А; В
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08
СИКОН
С10
Рег. №
21741-03
VMware
IBM System
x3550 M4
Server
Продолжение таблицы 2
123
5
6
78910
ТВ-110
ПС 110 кВ Шепеле-Кл.т. 0,5S
17во (ПС-34) , ОРУ-600/5
110 кВ, ОМВ 110 кВ Рег. № 32123-06
Фазы: А; В; С
4
2 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,35,0
тивная
1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: С
Актив-
ная1,33,4
Реак-2,55,7
тивная
Лист № 11
Всего листов 16
ТВ-110
Кл.т. 0,5S
600/5
Рег. № 32123-06
Фазы: А; В; С
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: С
СЭТ-4ТМ.02.2-12
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 20175-01
СИКОН
С10
Рег. №
21741-03
Продолжение таблицы 2
12
ПС 110 кВ Агеево
19(ПС-15), ОРУ-110
кВ, ОМВ 110 кВ
345678910
2 СШ:
НКФ-110-06
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 37749-08
Фазы: А; В
VMwareАктив-
ная1,13,0
IBM System
x3550 M4Реак-2,35,0
Server тивная
1 СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А; В; С
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Примечания:
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при
доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени
30 мин.
3Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 15-19 указана для тока 2 % от I
ном
, для остальных ИК – для тока 5 % от I
ном
;
cos
j
= 0,8инд.
4Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2
метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов без изменения
используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником
АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист № 12
Всего листов 16
от 95 до 105
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
90000
2
140000
2
165000
2
70000
2
Значение
2
19
от 1 до 120
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25
от +15 до +25
70000
1
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 15-19
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 15-19
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
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
филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго», °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.02:
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 36697-08):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
длясчетчиковтиповПСЧ-4ТМ.05МКиСЭТ-4ТМ.03М
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
36697-12):
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
для серверов:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
при отключении питания, лет, не менее
113
30
Лист № 13
Всего листов 16
Продолжение таблицы 3
12
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее113
при отключении питания, лет, не менее 40
для УСПД:
суточныеданныеотридцатиминутныхприращениях
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее45
при отключении питания, лет, не менее10
для серверов:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника
бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация орезультатахизмеренийможет
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
-
журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
-
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
-
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчике электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Лист № 14 Trial
листов 16
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
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
ТРГ-110 II*
ТФЗМ 35Б-I У1
ТФЗМ 110Б-IV
ТФЗМ-110Б-IУ1
ТВЭ-35УХЛ2
ТФЗМ 110Б-УХЛ1
ТФЗМ 110Б-III
ТВ-110
ТВ-110
Количество,
шт./экз.
9
3
2
17
3
1
6
6
9
НАМИ-110 УХЛ1
3
НКФ-110-57 У1
НАМИ-35 УХЛ1
НАМИ-110 УХЛ1
НКФ110-83У1
НКФ-110-06
СЭТ-4ТМ.03
СЭТ-4ТМ.03М
7
2
15
9
2
5
4
СЭТ-4ТМ.02
8
ПСЧ-4ТМ.05МК
СИКОН С1
СИКОН С70
СИКОН С10
2
5
1
4
VMware
1
IBM System x3550 M4
Server
1
VMware
1
Трансформаторы тока элегазовые
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока измерительные
Трансформаторы тока встроенные
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока наружной установки
Трансформаторы напряжения антирезонансные
однофазные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения антирезонансные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии многофункциональные
Счетчики электрической энергии многофункциональные
Счетчики активной и реактивной энергии переменного
тока статические многофункциональные
Счетчики электрической энергии многофункциональные
Контроллеры сетевые индустриальные
Контроллеры сетевые индустриальные
Контроллеры сетевые индустриальные
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -
«Тулэнерго» на базе закрытой облачной системы
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -
«Калугаэнерго»
Сервер АО «ТНС энерго Тула» на базе закрытой облачной
системы
Методика поверки
Паспорт-формуляр
МП ЭПР-160-2019
ТНСЭ.366305.007.ФО
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМПЭПР-160-2019«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
АО «ТНС энерго Тула». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»
12.04.2019 г.
Лист № 15
Всего листов 16
Основные средства поверки:
-
средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
-
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы GlobalPositioningSystem(GPS)(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 46656-11);
-
термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
-
барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 5738-76);
-
термометрстеклянныйжидкостныйвибростойкийавиационныйТП-6
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
-
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 28134-04);
-
анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
-
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
АИИС КУЭ АО «ТНС энерго Тула», свидетельство об аттестации № 183/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
АО «ТНС энерго Тула»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Акционерное общество «ТНС энерго Тула» (АО «ТНС энерго Тула»)
ИНН 7105037307
Адрес: 300041, г. Тула, ул. Каминского, д. 31а
Телефон: (4872) 25-09-70
Web-сайт: tula.tns-e.ru
E-mail:
Лист № 16
Всего листов 16
Испытательный центр
Обществосограниченнойответственностью«ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская,
д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 57018-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Юганскнефтегаз" (3-я очередь) | Нет данных | ООО "РН-Энерго", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 80505-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ КС-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва | 4 года | Перейти | |
| 73565-18 | Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке подготовки нефти Чкаловского нефтяного месторождения АО "Томскнефть" ВНК | Нет данных | ОАО "Томскнефть" Восточной нефтяной компании, г.Стрежевой | 1 год | Перейти |
| 45877-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии электроэнергии - АИИС КУЭ "ПС 500 кВ Куйбышевская" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 56468-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "Компания Сухой" - "НАЗ им. В.П. Чкалова" | Нет данных | ООО "Сервисный центр "Энергия", г.Химки | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений