Untitled document

Приложение к свидетельству № 76976

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ярославль»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ярославль» (далее – АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного

сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной

информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и

счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные

цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую

аппаратуру.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль» на базе закрытой облачной системы VMware с

программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», сервер филиала ПАО «МРСК Центра» -

«Ярэнерго» на базе закрытой облачной системы VMware и сервер филиала ПАО «МРСК

Центра» - «Костромаэнерго» с ПО «Пирамида-Сети», устройства синхронизации времени

(УСВ),автоматизированныерабочиеместа(АРМ),каналообразующуюаппаратуру,

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.

Цифровойсигналсвыходовсчетчиковприпомощитехнических

средствприема-передачи данныхпоступаетна серверы: для измерительных

каналов (ИК) №№ 4, 5, 7 – на сервер филиала ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго»,

дляИК № 9–на сервер филиала ПАО«МРСК Центра» - «Ярэнерго», на

которых осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление

электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и

хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Лист № 2

Всего листов 15

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 при помощи технических

средств приема-передачи данных поступает на сервер филиала ПАО «МРСК Центра» -

«Ярэнерго», на котором выполняется обработка, формирование и хранение поступающей

информации, оформление отчетных документов. От сервера филиала ПАО «МРСК Центра» -

«Костромаэнерго» и сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго» информация в виде

xml-файлов установленных форматов передается на сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль» по

каналу связи сети Internet (основной канал).

При отказе основного канала связи для ИК №№ 4, 5, 7, 9 цифровой сигнал с выходов

счетчиков по резервному каналу связи при помощи технических средств приема-передачи

данных поступает на сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль», на котором осуществляется

обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с

учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей

информации, оформление отчетных документов.

При отказе основного канала связи для остальных ИК цифровой сигнал с выходов

счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы

соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в

частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ

и ТН, накопление и хранение измерительной информации, а также отображение информации по

подключенным к УСПД устройствам. Измерительная информация от УСПД по резервному

каналу связи при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер

ПАО «ТНС энерго Ярославль», на котором осуществляется обработка, формирование и

хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Дополнительно сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль» может принимать измерительную

информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ,

зарегистрированныхвФедеральноминформационномфонде,ипередаватьвсем

заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

ПередачаинформацииотсервераПАО«ТНСэнергоЯрославль»в

программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта

ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу

связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в

соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов

измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным

субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения

реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах 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» -

«Костромаэнерго», часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго», часы сервера

ПАО «ТНС энерго Ярославль» и УСВ.

Сравнение показаний часов каждого сервера с соответствующим УСВ осуществляется

не реже одного раза в час. Корректировка часов серверов производится при расхождении

показаний с УСВ на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов каждого УСПД с часами сервера филиала ПАО «МРСК Цен-

тра» - «Ярэнерго» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Кор-

ректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера

филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго» на величину более ±1 с.

Лист № 3

Всего листов 15

В случае отказа основного канала опроса имеется возможность синхронизации часов

УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль». Сравнение показаний часов УСПД с

часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль» осуществляется во время сеанса связи, но не

реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении

показаний с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль» на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД (для

ИК №№ 1-3, 6, 8, 10-14) осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже

одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний

с часами соответствующего УСПД на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего сервера (для

ИК №№ 4, 5, 7 – с часами сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго», для

ИК № 9 – с часами сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго») осуществляется во

время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов

счетчиков производится при расхождении показаний с часами соответствующего сервера на

величину более ±1 с.

В случае отказа основного канала опроса имеется возможность синхронизации часов

счетчиков для ИК №№ 4, 5, 7, 9 с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль». Сравнение

показаний часов счетчиков с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль» осуществляется во

время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов

счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера ПАО «ТНС энерго

Ярославль» на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с

обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на

которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» и

ПО «Пирамида-Сети».

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных

изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений

параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с

помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с

Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.

ПО «Пирамида-Сети» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в со-

ответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является

кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида-Сети».

Метрологически значимая часть ПО «Пирамида-Сети» указана в таблице 1. Уровень защиты

ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 4

Всего листов 15

Идентификационное наименование ПО

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Значение

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

ac_metrology.dll

не ниже 15.07.03

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

MD5

Binary

Pack

dll

Check

Data

dll

ons.dll

s.dll

ons.dll

g.dll

Safe

Values

DataUp-

Data

l

Check

DataProc

Продолжение таблицы 1

Идентификацион-

ные данные (при-Значение

знаки)

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

«Костромаэнерго»)

Идентификацион-Simple

ное наименованиеComlComModbComDateTimeVerifySummaryValues

ПО

Controls. Integrity.

ECFunctiusFunction StdFuncti Processin

date.dll

Statuses.dl CRC.dll ssing.dll

e

Цифровой

69B9DB

EA91219

F89A1B4

A560FC91

60C1DA

8B1C056

1A42763

4A085C6

A6F8059

5F1BB6E

Номер версии

(идентификацион-не ниже 8.0

ный номер) ПО

EB1984E E021CF9 BE77C56 AB65EF4 EC9A864 D1C26A2 B6740D3 61C1445B EFCC55 013E6FE

0072ACF C974DD7 55C4F19 B617E4F7 71F3713E F55C7FE 419A3BC B04C7F9 E91291D 1081A4C

идентификатор ПО

E1C7972B

4D47541263A16

86CD87B4

D056CD6

CFF5CAF

860

BB6

F

BB4244D

79323644

F0C2DE9

15476 D5C7 CE27 7E373FA4D C8AB A39 30D5E645

Алгоритм вычисле-

ния цифровогоMD5

идентификатора ПО

Лист № 5

Trial листов 15

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Метрологические

Сервер

мерэнер-

основной

ситель

ной

600/5

2 СШ:

ПС 110 кВ Хал-СЭТ-

кВ, ВЛ-110 кВКл.т. 0,5S/1,0

Рег. №

Фазы: А; В; Стивная

Измерительные компоненты

характеристики ИК

Границы Границы

Виддопус-допускае-

Но-

Наименование

электро

каемоймой отно-

ИК

точки измерений

ТТ ТН Счетчик УСПД УСВ

гии

относи- погреш-

тельной ности в

погреш- рабочих

ностиусловиях

(±δ), % (±δ), %

1234567891011

1 СШ:

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3УСВ-3

ТОГ-110Рег. № 14205-94Рег. №Актив-

1

деев

о

, ОРУ-110

Кл.т. 0,5 Фазы: А; В; С

4ТМ.02М.03

RTU-325L 51644-12

VMware

ная 1,3 3,3

Халдеево-Буй(т)

Рег. № 26118-03

НКФ-110-57 У1

Рег. № 36697-08

37288-08 УСВ-2 Реак- 2,5 5,7

Кл.т. 0,541681-10

110000/√3/100/√3

Рег. № 14205-94

Фазы: А; В; С

Лист № 6

Всего листов 15

2

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

RTU-325

Рег. №

37288-08

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

RTU-325

Рег. №

37288-08

Продолжение таблицы 2

123

5

6

7891011

во-Лютово

Кл.т. 0,5

1000/5

ПС 110 кВ Ярце-

ТФЗМ 110Б

-I

V

во, ОРУ-110 кВ,

ВЛ-110 кВ Ярце-

Рег. № 26422-04

Фазы: А; В; С

4

1 СШ:

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 14205-94

Фазы: А; В; С

УСВ-3

Рег. №Актив-

51644-12ная1,33,3

VMware

УСВ-2Реак-2,55,3

Рег. № тивная

41681-10

ТФЗМ 110Б-IV

ПС 110 кВ Ярце-Кл.т. 0,5

3во, ОРУ-110 кВ,1000/5

ОВ -110 кВРег. № 26422-04

Фазы: А; В; С

2 СШ:

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 14205-94

Фазы: А; В; С

1 СШ:

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 14205-94

Фазы: А; В; С

2 СШ:

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 14205-94

Фазы: А; В; С

УСВ-3

Рег. №Актив-

51644-12ная1,33,3

VMware

УСВ-2Реак-2,55,3

Рег. № тивная

41681-10

Лист № 7

Всего листов 15

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

Продолжение таблицы 2

123

5

67891011

ПС 110 кВ Не-ТГМ-35 УХЛ1

рехта-1, Кл.т. 0,2S

4ОРУ-35 кВ,100/1

ВЛ-35 кВ Нерех- Рег. № 41967-09

та-РождественоФазы: А; С

4

1 СШ:

НАМИ-35 УХЛ1

Кл.т. 0,5

35000/100

Рег. № 19813-05

Фазы: АВС

УСВ-3

Рег. №DEPOАктив-

51644-12 Stormная1,02,3

-1150L2E

УСВ-2Реак-1,85,5

Рег. № VMware тивная

41681-10

ПС 110 кВ Не- ТБМО-35 УХЛ1

рехта-1, Кл.т. 0,2S

5ОРУ-35 кВ,200/1

ВЛ-35 кВ Нерех- Рег. № 33045-06

та-СмирновскаяФазы: А; В; С

2 СШ:

НАМИ-35 УХЛ1

Кл.т. 0,5

35000/100

Рег. № 19813-05

Фазы: АВС

1 СШ:

НАМИ-35 УХЛ1

Кл.т. 0,5

35000/100

Рег. № 19813-05

Фазы: АВС

2 СШ:

НАМИ-35 УХЛ1

Кл.т. 0,5

35000/100

Рег. № 19813-05

Фазы: АВС

УСВ-3

Рег. №DEPOАктив-

51644-12 Stormная1,02,3

-1150L2E

УСВ-2Реак-1,85,5

Рег. № VMware тивная

41681-10

Лист № 8

Всего листов 15

6

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 24218-03

Фазы: А; В; С

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 14205-94

Фазы: А; В; С

Продолжение таблицы 2

123

56789

1011

рехта - 2

Кл.т. 0,5

1000/5

ПС 110 кВ Ярце-

ТФЗМ 110Б

-I

V

во, ОРУ-110 кВ,

В

Л

-110 кВ

Н

е-

Рег. № 26422-04

Фазы: А; В; С

4

1 СШ:

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 14205-94

Фазы: А; В; С

2 СШ:

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 14205-94

Фазы: А; В; С

СЭТ-

4ТМ.02М.03

37288-08

УСВ-2

Реак-

УСВ-3

Рег. №Актив-

RTU-325 51644-12 ная

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. №VMware

Рег. № 36697-08

Рег. №тивная

41681-10

1,33,3

2,55,7

ПС 110 кВ Не- ТБМО-110 УХЛ1

рехта-1, Кл.т. 0,2S

7ОРУ-110 кВ,300/1

ВЛ-110 кВ Не-Рег. № 23256-05

рехта-1 Фазы: А; В; С

1,02,3

1,85,5

ПС 110 кВТФМ-110

Переславль, Кл.т. 0,5

8ОРУ-110кВ,600/5

ВЛ 110кВРег. № 16023-97

Переславская 2 Фазы: А; В; С

СЭТ-

4ТМ.03М.01

ег. № 36697-1

Рег. №

41681-10

УСВ-3

Рег. №DEPOАктив-

СЭТ-4ТМ.03.0151644-12 Storm ная

Кл.т. 0,5S/1,0-1150L2E

Рег. № 27524-04УСВ-2Реак-

Рег. № VMware тивная

41681-10

УСВ-3

Рег. №Актив-

RTU-325L 51644-12 ная

Р

К

л

.

т

. 0,5S/1,0

2

37288-08УСВ-2

VMware

Реак-

Рег. №тивная

1,33,3

2,55,7

Лист № 9

Всего листов 15

ЗНОМ-35-65

Кл.т. 0,5

35000/√3/100/√3

Рег. № 912-70

Фазы: А; В; С

10

НАМИ-10

Кл.т. 0,2

10000/100

Рег. № 11094-87

Фазы: АВС

НТМИ-10-66У3

Кл.т. 0,5

10000/100

Рег. № 831-69

Фазы: АВС

НКФ-110

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 26452-04

Фазы: А; В; С

Продолжение таблицы 2

123

4

91011

ПС 35 кВ Ерма- ТВ-35

ково, ОРУ-35 кВ, Кл.т. 0,5

9 ВЛ-35 кВ200/5

Щетинское- Рег. № 19720-06

ЕрмаковоФазы: А; В; С

Актив-

ная1,33,3

Реак-2,55,3

тивная

Пищалкино Ф. 1

Кл.т. 0,5

100/5

ПС 110 кВ Пи-

ТВЛ

М

-10

щалкино, КРУН-

10 кВ, КЛ-10 кВ

Рег. № 1856-63

Фазы: А; С

СЭТ-

Кл.т. 0,5S/1,0

TU-325

Рег. №

5678

УСВ-3

Рег. №

СЭТ-4ТМ.03.0151644-12

Кл.т. 0,5S/1,0-VMware

Рег. № 27524-04 УСВ-2

Рег. №

41681-10

УСВ-3

Рег. №

4ТМ.03М.01

R

Рег. №

L 51644-12

VMware

Рег. № 36697-12

37288-08УСВ-2

Актив-

ная1,13,2

Реак-2,25,6

тивная

Пищалкино Ф. 5

Кл.т. 0,5

1150/5

ПС 110 кВ Пи-

ТВЛ

М

-10

щалкино, КРУН-

10 кВ, КЛ-10 кВ

Рег. № 1856-63

Фазы: А; С

СЭТ-

4ТМ.03М.01

ег. № 36697-0

Рег. №

41681-10

УСВ-3

Рег. №

RTU-325L 51644-12

Р

Кл.т. 0,5S/1,0

8

37288-08УСВ-2

VMware

Актив-

ная1,33,3

Реак-2,55,7

тивная

ПС 110 кВ Пи-ТФНД-110М

щалкино, ОРУ- Кл.т. 0,5

12110 кВ, ВЛ-110400/5

кВ Пищалкино-Рег. № 2793-71

Бежецк Фазы: А; В; С

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. №

41681-10

УСВ-3

Рег. №

RTU-325L 51644-12

Рег. №VMware

Рег. № 36697-12

37288-08 УСВ-2

Актив-

ная1,33,3

Реак-2,55,7

тивная

Лист № 10

Всего листов 15

5678

91011

щалкино,

ВЛ-35 кВ

200/5

Фазы: А; С

Продолжение таблицы 2

1234

1 СШ:

НАМИ-35

Кл.т. 0,5

35000/100

НАМИ-35

СЭТ-

4ТМ.03М.01

37288-08

УСВ-2

УСВ-3

Рег. №

RTU-325L 51644-12

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. №VMware

Рег. № 36697-12

Рег. №

41681-10

Актив-

ная1,33,3

Реак-2,55,7

тивная

щалкино,

ВЛ-35 кВ

Сонково

200/5

Фазы: А; С

ПС 110 кВ Пи-

ТФН-35Рег. № 60002-15

13

ОРУ-35 кВ,

К

л

.т. 0,5

Фазы: А

В

С

Пищалкино-

Рег. № 664-51 2 СШ:

Красный Холм

Кл.

т

. 0,5

35000/100

Рег. № 60002-15

Фазы: АВС

1 СШ:

НАМИ-35

Кл.т. 0,5

35000/100

2 СШ:

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. №

41681-10

УСВ-3

Рег. №

RTU-325L 51644-12

Рег. №VMware

Рег. № 36697-12

37288-08 УСВ-2

Актив-

ная1,33,3

Реак-2,55,7

тивная

ПС 110 кВ Пи-

ТФН-35Рег. № 60002-15

14

ОРУ-35 кВ,

К

л

.т. 0,5

Фазы: А

В

С

Пищалкино-

Рег. № 664-51

НАМИ-35

Кл.т. 0,5

35000/100

Рег. № 60002-15

Фазы: АВС

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Лист № 11

Всего листов 15

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 №№ 4, 5, 7 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 и УСВ на аналогичные

утвержденных типов, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии

сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном

собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа

АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

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

140000

2

Значение

2

14

от 1 до 120

от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2

от +15 до +25

Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

1

Количество ИК

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

для ИК №№ 4, 5, 7

для остальных ИК

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды, °С

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

для ИК №№ 4, 5, 7

для остальных ИК

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

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

температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,

°С

температура окружающей среды в месте расположения сервера

филиала ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго», °С

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

длясчетчиковтиповСЭТ-4ТМ.02МиСЭТ-4ТМ.03М

(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде

36697-08):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

среднее время восстановления работоспособности, ч

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

среднее время восстановления работоспособности, ч

90000

2

Лист № 12

Всего листов 15

Продолжение таблицы 3

12

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде 36697-12):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее165000

среднее время восстановления работоспособности, ч 2

для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее100000

среднее время восстановления работоспособности, ч 24

для УСВ-3:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее45000

среднее время восстановления работоспособности, ч 2

для УСВ-2:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее35000

среднее время восстановления работоспособности, ч 2

для серверов:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее70000

среднее время восстановления работоспособности, ч 1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

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 менее5

для серверов:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания серверов и УСПД с помощью источника

бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информацияорезультатахизмеренийможет

передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-

журнал счетчиков:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках.

-

журнал УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и УСПД;

пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

-

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

Лист № 13

Всего листов 15

-

защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

счетчиков электрической энергии;

УСПД;

серверов.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

серверах (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским

способом.

Комплектность 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

2

ТОГ-110

ТФЗМ 110Б-IV

ТГМ-35 УХЛ1

ТБМО-35 УХЛ1

ТБМО-110 УХЛ1

ТФМ-110

ТВ-35

ТВЛМ-10

ТФНД-110М

ТФН-35

НКФ-110-57 У1

НАМИ-35 УХЛ1

НАМИ-110 УХЛ1

ЗНОМ-35-65

НАМИ-10

НТМИ-10-66У3

НКФ-110

Количество,

шт./экз.

3

9

2

3

4

3

4

15

2

3

1

3

НАМИ-35

2

1

Трансформаторы тока

Трансформаторы тока измерительные

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Трансформаторы напряжения антирезонансные

трехфазные

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02М

СЭТ-4ТМ.03

СЭТ-4ТМ.03М

2

6

Лист № 14

Всего листов 15

3

1

2

1

VMware

1

VMware

1

Продолжение таблицы 4

12

Устройства сбора и передачи данных RTU-325L

Устройства сбора и передачи данных RTU-325

Устройства синхронизации времени УСВ-3

Устройства синхронизации времени УСВ-2

Сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль» на базе закрытой об-

лачной системы

Сервер филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго» на базе

закрытой облачной системы

Сервер филиала ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» DEPO Storm 1150L2E

Методика поверкиМП ЭПР-230-2020

Паспорт-формуляр ТНСЭ.366305.009.ФО

1

Поверка

осуществляетсяподокументуМПЭПР-230-2020«Системаавтоматизированная

информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)

ПАО«ТНС энерго Ярославль». Методика поверки», утвержденному

ООО «ЭнергоПромРесурс» 29.01.2020 г.

Основные средства поверки:

-

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

ИС КУЭ;

-

радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном

фонде 46656-11);

-

анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L

(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

-

вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде 22029-10).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

с использованием

об аттестации

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии

АИИСКУЭПАО«ТНСэнергоЯрославль»,свидетельство

№ 262/RA.RU.312078/2020.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ПАО «ТНС энерго Ярославль»

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

технические условия

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

Основные положения

Лист № 15

Всего листов 15

Изготовитель

Публичное акционерное общество «ТНС энерго Ярославль»

(ПАО «ТНС энерго Ярославль»)

ИНН 7606052264

Адрес: 150003, г. Ярославль, пр-т Ленина, д. 21б

Телефон: (4852) 78-19-09

Факс: (4852) 78-19-04

Web-сайт: yar.tns-e.ru

E-mail:

engsbyt@yar.tns-e.ru

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:

energopromresurs2016@gmail.com

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.« ___ » _______________ 2020 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru