Номер по Госреестру СИ: 82443-21
82443-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 2.0
(1, 8, 3, 7, 4, 7)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» 2.0 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Общие сведения
Дата публикации -
Срок свидетельства -
Номер записи - 06.08.2021
ID в реестре СИ - 1391777
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Нет модификации,
Производитель
Изготовитель - Публичное акционерное общество "ТНС энерго Ростов-на-Дону" (ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону")
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Ростов-на-Дону
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Отчет предназначен для отслеживания динамики наполнения ФГИС АРШИН данными о поверках. Отчет состоит из 3 графиков и одной сводной таблицы. Все графики являются интерактивными, имеют функции экспорта и масштабирования. Таблица обладает функциями поиска и сортировки по любой из колонок.
Графики представляют собой столбчатые диаграммы распределения поверок, загружаемых в ФГИС аршин по годам. По оси абсцисс «Ox» - дата, по оси ординат «Oy» - количество поверок в штуках. Возможно отслеживание трех типов "поверок": первичные поверки, периодические поверки или извещения о непригодности.
В заголовке отчета приводятся усредненные данные по загруженным в АРШИН поверкам:
- максимальное количество поверок за год
- среднее количество поверок в год
- период наполнения базы в месяцах и годах
- суммарное количество поверок в системе
В завершении отчета приведена сводная таблица с данными для возможности самостоятельной обработки информации. В таблице представлены следующие поля:
- дата
- общее количество поверок
- кол-во периодических поверок
- кол-во извещений о непригодности
Статистика
Кол-во поверок - 1
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений - 0
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 2.0 (1, 8, 3, 7, 4, 7)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Публичное акционерное общество "ТНС энерго Ростов-на-Дону" (ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону")
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
82443-21 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 2.0, 1, 8, 3, 7, 4, 7 Публичное акционерное общество "ТНС энерго Ростов-на-Дону" (ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону") (РОССИЯ г. Ростов-на-Дону) |
ОТ МП |
4 года |
|
88898-23 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 3.0, Обозначение отсутствует Публичное акционерное общество "ТНС энерго Ростов-на-Дону" (ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону") (РОССИЯ г. Ростов-на-Дону) |
ОТ МП |
4 года |
Каталог СИ, используемый в сервисе ОЕИ-Аналитика имеет трехуровневую структуру вида: области измерений (более 20), разделы областей измерений (более 250) и группы СИ (более 10 тыс.). При разработке каталога были использованы как существующие кодификаторы: МИ 2803-2014, МИ 2314-2006, МИ 2314-2022, так и собственные наработки. Перед применением каталог был адаптирован и обогащен данными из реального реестра, утвержденных типов СИ ФГИС АРШИН.
Отчет «Количество типов средств измерений в ФГИС АРШИН по группам СИ» предназначен для сравнительного анализа количества утвержденных типов средств измерений, приходящихся на различные группы СИ. Отчет состоит из двух графиков (одной круговой и одной столбчатой диаграммы) и двух интерактивных таблиц. Таблицы обладают функцией поиска и сортировки по любой из колонок.
Стоит отметить, что отнесение того или иного типа СИ к группе СИ осуществляется не вручную, а с использованием специального программного алгоритма по ключевым словосочетаниям. При таком подходе качество распределения СИ и покрытие реестра типов СИ АРШИНА зависит от качества, предложенных словосочетаний. По этой причине 20% типов СИ, занесённых в АРШИН автоматически распределить не удалось, что не должно существенно отразиться на процентном соотношении или пропорции между группами СИ.
На круговой диаграмме показано количественное соотношение между группами СИ по количеству утвержденных типов СИ. Ввиду того, что некоторые типы СИ могут входить в разные группы, суммарное количество типов СИ, приведенных на диаграмме будет превышать кол-во типов СИ, представленных в ФГИС АРШИН. Как и следовало ожидать, самые большие пропорции занимают однословные классические группы СИ (АИИС, преобразователи, системы, резервуары, трансформаторы … и др.)
В отличии от круговой диаграммы столбчатая демонстрирует тоже разделение типов СИ по группам СИ, но уже в динамике по годам начиная с 2016 года.
Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 2.0 (1, 8, 3, 7, 4, 7)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ООО "ЭНЕРГОПРОМРЕСУРС" (RA.RU.312376) | 1 | 1 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 |
Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 2.0 (1, 8, 3, 7, 4, 7)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО 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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07.03 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» 2.0», аттестованном
ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные и технические документы
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую 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 (ИВК), включающий в себя сервер базы данных на базе закрытой облачной системы VMware (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где 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.
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 сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не реже одного раза в час. Корректировка часов сервера производится при наличии расхождения.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера 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 и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство .
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
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. |
|
Трансформаторы тока |
ТВЛМ-10 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФНД-110М |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФН-35М |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-35 III |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТФНД-35М |
1 |
|
Трансформаторы тока встроенные |
ТВГ-УЭТМ®-110 |
6 |
|
Трансформаторы тока встроенные |
ТВГ-110 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТГМ-110 |
9 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФЗМ-110Б-1 У1 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы |
НАЛИ-СЭЩ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-83 |
15 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения емкостные |
НДКМ-110 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные |
НАМИ-110 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
14 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Сервер базы данных на базе закрытой облачной системы |
VMware |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-339-2021 |
1 |
|
Формуляр |
ТНСЭ.366305.011.ФО |
1 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
ПС 110 кВ Богородская, РУ-10 кВ, с.ш. 10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; В; С |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС |
А1802RAL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
2,9 4,5 |
|
2 |
ПС 110 кВ Б. Ремонтное, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51621-12 Фазы: АВС |
А1802RAL-P4GB- DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | ||
|
3 |
ПС 110 кВ Б. Ремонтное, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Ввод 10 кВ Т-2 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС |
А1802RAL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
4 |
ПС 110 кВ Сандатовская, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сандатовская -Виноградовская |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реак тивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
|
5 |
ПС 110 кВ Санда-товская, ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Санда-товская - Городо-виковская |
ТФН-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | ||
|
6 |
ПС 35 кВ Первомайская, ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Первомайская - Воробьевская |
ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | ||
|
7 |
ПС 35 кВ Краснопартизанская, ОРУ- 35 кВ, СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Краснопартизанская - 40 лет ВЛКСМ; |
ТОЛ-35 III Кл.т. 0,2S 100/5 Рег. № 21256-07 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-07 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
0,9 1,5 |
1,6 3,2 | ||
|
8 |
ПС 35 кВ Краснопартизанская, КРУН-10 кВ, СШ 10 кВ, ВЛ 10 кВ Краснопартизанская - 40 лет ВЛКСМ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; С |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Активная Реак тивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
9 |
ПС 35 кВ Чапаевская, РУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Чапаевская -Яшалта - 1 с отпай кой на ПС Яшал-тинская |
ТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 Фаза: А ТФН-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73 Фаза: С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
А1802RALP4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
|
10 |
ПС 110 кВ Джан-гар, ОРУ 110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 |
ТВГ-УЭТМ®-110 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 52619-13 Фазы: А; В; С |
НДКМ-110 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 60542-15 Фазы: А; В; С |
А1805КА^Р4СВ- DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 | ||
|
11 |
ПС 110 кВ Джан-гар, ОРУ 110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 |
ТВГ-УЭТМ®-110 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 52619-13 Фазы: А; В; С |
НДКМ-110 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 60542-15 Фазы: А; В; С |
А1805КА^Р4СВ- DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
12 |
ПС 110 кВ Элиста Западная, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Элиста Западная с отпайкой на ПС Богородская |
ТВГ-110 Кл.т. 0,2 600/5 Рег. № 22440-07 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,2 4,1 | ||
|
13 |
ПС 110 кВ Элиста Западная, ОРУ 110 кВ, ШОВ 110 кВ |
ТГМ-110 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 59982-15 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 |
|
14 |
ПС 110 кВ Ремонт-ненская, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ремонтненская -Б.Ремонтное с отпайкой на ПС Джангар |
ТГМ-110 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 59982-15 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
15 |
ПС 110 кВ Заветин-ская, ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Заветинская -Советская |
ТФЗМ-110Б-1 У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реак тивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
|
16 |
ПС 110 кВ Б.Ремонтное, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ремонт-ненская -Б.Ремонтное с отпайкой на ПС Джангар |
ТГМ-110 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 59982-15 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С |
A1805RAL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,3 5,6 | ||
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях |
±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 №№ 7, 10, 11, 13, 14, 16 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - указана для тока 5 % от 1ном; 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 УСВ на аналогичное утвержденного типа, 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 характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
16 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном для ИК №№ 7, 10, 11, 13, 14, 16 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от 1ном для ИК №№ 7, 10, 11, 13, 14, 16 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, | |
|
°С |
от 0 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа Альфа А1800: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
1 |
2 |
|
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч |
70000 1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: 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 сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113 40 180 30 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 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.
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (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).