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

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНС энерго Великий Новгород" — техническое средство с номером в госреестре 79965-20 и сроком свидетельства (заводским номером) 010. Имеет обозначение типа СИ: .
Произведен предприятием: Общество с ограниченной ответственностью "ТНС энерго Великий Новгород" (ООО "ТНС энерго Великий Новгород"), г. Великий Новгород.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

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

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

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

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
79965-20
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНС энерго Великий Новгород"
Обозначение типа
ПроизводительОбщество с ограниченной ответственностью "ТНС энерго Великий Новгород" (ООО "ТНС энерго Великий Новгород"), г. Великий Новгород
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номер010
НазначениеСистема 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.
ОписаниеАИИС 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 обеспечениеВ 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. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОCalcClients.dllCalcLeakage.dllCalcLosses.dllMetrology.dllParseBin.dllParseIEC.dllParseModbus.dllParsePiramida.dllSynchroNSI.dllVerify-Time.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 3.0
Цифровой идентификатор ПОe55712d0b1b219065d63da949114dae4b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132fd79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c836f557f885b737261328cd77805bd1ba748e73a9283d1e66494521f63d00b0d9fc391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca091ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИКНаименование точки измеренийИзмерительные компонентыСерверВид электроэнергииМетрологические характеристики ИК
1234567891011
1ПС 110 кВ Киприя, ОРУ – 110 кВ, ВЛ 110 кВ Киприйская-1ТФНД-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: С1 СШ: НКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С 2 СШ: НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12-УСВ-2 Рег. № 41681-10VMwareАктивная Реактивная1,3 2,53,3 5,7
Продолжение таблицы 2
1234567891011
2ПС 110 кВ Киприя, ОРУ – 110 кВ, ОВ  110 кВТФМ-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: В2 СШ: НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12-УСВ-2 Рег. № 41681-10VMwareАктивная Реактивная1,3 2,53,3 5,7
3ПС 110 кВ №31 Рогавка, ОРУ – 110 кВ, ВЛ 110 кВ Милодежская-1ТФНД-110М Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; СНАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12-
4ПС 110 кВ №31 Рогавка, ОРУ – 35 кВ, ВЛ 35 кВ Тесовская-5ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 3690-73 Фаза: А; В; С1 СШ: НОМ-35 Кл.т. 0,5 35000/√3/100/√3 Рег. № 187-49 Фазы: А; В; С 2 СШ: НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.02.2.14 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01-
5ПС 35 кВ Тесово-2, Т-1 6 кВТПЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 51678-12 Фаза: А; В; СНАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17-УСВ-2 Рег. № 41681-10VMwareАктивная Реактивная1,1 2,33,0 4,7
6ПС 35 кВ Тесово-2, Т-2 6 кВТПЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 69608-17 Фаза: А; В; СНТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 380-49 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04-
7ПС 110 кВ Батецкая, ОРУ – 110 кВ,  ВЛ 110 кВ Мирная-2ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В ТФЗМ-110Б-VI Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фаза: С1 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; ССЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12-
8ПС 110 кВ Неболчи, ОРУ – 110 кВ,  ВЛ 110 кВ Неболчинская-2ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; С 2 СШ: НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12-УСВ-2 Рег. № 41681-10VMwareАктивная Реактивная1,3 2,53,3 5,7
9ПС 35 кВ Оскуй , ОРУ – 35 кВ,  ВЛ 35 кВ Будогощская-1ТФН-35М Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; СЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/√3/100/√3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17-
10ПС 110 кВ  Елисеево , ОРУ – 110 кВ,  ВЛ 110 кВ Елисеево-ТрудТФНД-110М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; СНКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12-
11ПС 110 кВ Подберезье (ПС-202), ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Холмская-1ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 100/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; СНКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-05 Фазы: А; В; СА1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11-
12ПС 110 кВ Рогавка, ОРУ – 35 кВ, ВЛ-35 кВ Тесовская-6ТФН-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: С2 СШ: НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.02.2.14 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01-УСВ-2 Рег. № 41681-10VMwareАктивная Реактивная1,3 2,53,3 5,3
13ПС 110 кВ Дунаево, ОРУ – 110 кВ,  ВЛ 110 кВ Холмская-1ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; СНКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12-
14ПС 110 кВ Светлицы, ОРУ – 110 кВ,  ВЛ 110 кВ Светлая-2ТФМ-110 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 16023-97 Фазы: А; В; СНКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17-
15ПС 35 кВ  Быково, ОРУ – 35 кВ,  ВЛ 35 кВ Быково-НиколаLZZB8-35D Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 59679-15 Фазы: А; В; СJDZX8-35R2 Кл.т. 0,5 38500/√3/100/√3 Рег. № 59680-15 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12-
16ПС 110 кВ Выползово, ВЛ 110 кВ Выползово-Газовая (л.Валдайская1)ТГФ-110III Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 49114-12 Фазы: А; В; СНКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04СИКОН С70 Рег. № 28822-05
17ПС 110 кВ Выползово, ОРУ – 35 кВ,  ВЛ 35 кВ Выползово-ПС № 2ТФН-35 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 664-51 Фазы: А; С НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12СИКОН С70 Рег. № 28822-05УСВ-2 Рег. № 41681-10VMwareАктивная Реактивная1,3 2,53,3 5,7
18ПС 110 кВ Выползово, ЗРУ-6 кВ, яч.22, Ввод 6 кВ КВЛ №22ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04СИКОН С70 Рег. № 28822-05
19ПС 110 кВ Выползово, ЗРУ-6 кВ, яч.17, Ввод 6 кВ КВЛ №17ТВК-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 8913-82 Фаза: А ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 1856-63 Фаза: СНТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04СИКОН С70 Рег. № 28822-05
20ПС 110 кВ Выползово, ОВ 110 кВТВИ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Рег. № 30559-05 Фазы: А; В; СНКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04СИКОН С70 Рег. № 28822-05
21ПС 35 кВ Насакино, КРУН 10 кВ, Ввод 10 кВ КЛ №04ТПЛ-10с Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 29390-05 Фазы: А; СНТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Рег. № 28822-05
22ПС 110 кВ Дно (ПС-116), ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Светлая-2ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; СНКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-05 Фазы: А; В; СА1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11-УСВ-2 Рег. № 41681-10VMwareАктивная Реактивная1,1 2,33,0 4,7
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)±5 с
Примечания: В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин. Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 11, 14, 15, 20 указана для тока 2 % от Iном, для остальных ИК – для тока 5 % от Iном; cos( = 0,8инд. 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.Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
12
Количество ИК22
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Uном ток, % от Iном для ИК №№ 14, 15 для ИК №№ 11, 20 для остальных ИК коэффициент мощности cosφ частота, Гц температура окружающей среды, °Сот 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 Uном ток, % от Iном для ИК №№ 14, 15 для ИК №№ 11, 20 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, °Сот 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, ч165000 2 90000 2 220000 2 140000 2 120000 2 70000 2
2
Продолжение таблицы 3
12
для УСВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч35000 2 70000 1
Глубина хранения информации: для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для счетчиков типа Альфа А1800: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее113 40 113 30 180 30 45 10 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).
КомплектностьВ 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
НаименованиеОбозначениеКоличество, шт./экз.
123
Трансформаторы тока измерительныеТФНД-110М14
Трансформаторы токаТФМ-1104
Трансформаторы токаТФМ-110-II2
Трансформаторы тока измерительныеТФЗМ-110Б-1У16
Трансформаторы токаТФЗМ-110Б-VI1
Трансформаторы токаТФЗМ-35А-У14
Трансформаторы токаТПЛ-НТЗ-106
Трансформаторы токаТФН-35М3
Трансформаторы токаLZZB8-35D3
Трансформаторы токаТГФ-110III3
Трансформаторы токаТФН-352
Трансформаторы тока проходные с литой изоляциейТПЛ-10У32
Трансформаторы токаТВК-101
Трансформаторы тока измерительныеТВЛМ-101
Трансформаторы тока измерительныеТВИ-1103
Трансформаторы токаТПЛ-10с2
Трансформаторы токаТБМО-110 УХЛ13
Трансформаторы напряженияНКФ-110-57У118
Трансформаторы напряженияНКФ110-83У112
Трансформаторы напряженияНОМ-353
Продолжение таблицы 4
123
Трансформаторы напряженияНАМИ-35 УХЛ11
Трансформаторы напряженияНАМИ-10-95 УХЛ22
Трансформаторы напряженияНТМИ-62
Трансформаторы напряженияНАМИ-110 УХЛ13
Трансформаторы напряженияЗНОМ-35-653
Трансформаторы напряженияJDZX8-35R23
рансформаторы напряжения антирезонансные трехфазныеНАМИ-35 УХЛ11
Трансформаторы напряженияНТМИ-101
Трансформаторы напряженияНКФ-110-576
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М13
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональныеСЭТ-4ТМ.022
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.035
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональныеАльфа А18002
Контроллеры сетевые индустриальныеСИКОН С702
Устройства синхронизации времениУСВ-21
Сервер ООО «ТНС энерго Великий Новгород» на базе закрытой облачной системыVMware1
Методика поверкиМП ЭПР-272-20201
Паспорт-формулярТНСЭ.366305.010.ФО1
Поверкаосуществляется 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.
Нормативные и технические 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
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «ТНС энерго Великий Новгород» (ООО «ТНС энерго Великий Новгород») ИНН 7715825806 Адрес: 173015, г. Великий Новгород, ул. Псковская, д. 13 Телефон: (8162) 50-25-16 Web-сайт: novgorod.tns-e.ru E-mail: sekr@novgorod.tns-e.ru
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «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