Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула"
- АО "ТНС энерго Тула", г.Тула
-
Скачать
75244-19: Методика поверки МП ЭПР-160-2019Скачать12.3 Мб75244-19: Описание типа СИСкачать132.9 Кб
- 24.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула"
Основные | |
Тип | |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Найдено поверителей | 1 |
Назначение
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
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер 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.
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 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 кВтч 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.
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». 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.
Идентиф икационные данные (признаки) | Значение | |||||||||
Идентиф икационное наименование ПО | CalcCli- ents.dll | Cal- cLeakage. rill | Cal- cLosses.d ll | Metrol- ogy.dll | Parse- Bin.dll | Par- seIEC.dll | ParseMod bus.dll | ParsePi- ramida.dll | Synchro NSI.dll | Verify- Time.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | dll | не ниже 3.0 | ||||||||
Цифровой идентификатор ПО | e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 | b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f | d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac | 52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 | 6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 | 48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f | c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 | ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f | 530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 | 1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электро энер гии | Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
1 | ПС 110 кВ Ясно-горск (ПС №75), ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Пятницкая-Ясногорск | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-13 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | VMware IBM System x3550 M4 Server | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3.3 5.3 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
2 | ПС 110 кВ Мордвес (ПС №56), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Мордвес | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,2 600/5 Рег. № 26813-04 | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак- | 1,0 1,8 | 2,2 4,1 | |
Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | тивная | |||||||
ПС 35 кВ Иванько | ТФЗМ 35Б-[ У1 | НАМИ-35 УХЛ1 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив- | |||||
во (ПС №27), РУ-35 | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 | ная | 1,3 | 3,3 | |||
3 | кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ | 100/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | |||||
35 кВ Кашира -Иваньково | Рег. № 26419-04 Фазы: А; В; С | Рег. № 19813-05 Фазы: АВС | Рег. № 27524-04 | Реак тивная | 2,5 | 5,3 | |||
4 | ПС 110 кВ Зубово, ОРУ-110 кВ, 2СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Горлово-Зубово | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5 600/5 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | VMware IBM System x3550 M4 Server | Актив ная | 1,1 | 3,2 |
Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | Рег. № 36697-08 | Реак тивная | 2,2 | 5,6 | ||||
ТФЗМ 110Б-ГУ Кл.т. 0,5 600/5 | |||||||||
5 | ПС 110 кВ Гремя-чее, СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Вилен-ки-Гремячее | Рег. № 26422-04 Фазы: А; С | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная | 1,3 | 3,3 | |
ТФЗМ-ШБ-Ш Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: В | Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С | Рег. № 27524-04 | Реак тивная | 2,5 | 5,3 | ||||
ПС 110 кВ Белев | ТВЭ-35УХЛ2 | НАМИ-35 УХЛ1 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | Актив- | |||||
(ПС-3), ОРУ-35 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 | ная | 1,3 | 3,3 | |||
6 | 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 | 200/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | |||||
кВ Белев-Ульяново | Рег. № 13158-04 | Рег. № 19813-09 | Рег. № 27524-04 | Реак- | 2,5 | 5,3 | |||
с отп. | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | тивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
7 | ПС 110 кВ Ферзи-ково (ПС-91), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ши-пово-Ферзиково с отп | ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; С | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | VMware IBM System x3550 M4 Server | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
8 | ПС 110 кВ Космос (ПС-398), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Космос-Заокская с отп. | ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: С | СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 | |
9 | ПС 110 кВ Космос (ПС-398), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ-Космос с отп. | ТФЗМ 110Б-УХЛ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 32825-06 Фазы: А ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: В; С | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: С | СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
10 | ПС 110 кВ Космос (ПС-398), ОРУ-110 кВ, ОВ 110 кВ | ТФЗМ-110Б-[У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С | 1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С 2 СШ: НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: 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 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
11 | ПС 220 кВ Протон (ПС-418), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Протон-Заокская с отп. | ТФЗМ 110Б-Ш Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 26421-04 Фазы: А; В; С | 2 СШ: НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 | - | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 | |
12 | ПС 220 кВ Протон (ПС-418), ОРУ-110 кВ,ОВ 110 кВ | ТФЗМ 110Б-Ш Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 26421-04 Фазы: А; В; С | 2 СШ: НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 | - | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
2 СШ: | |||||||||
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
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-[У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С | Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С 1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01 | СИКОН | VMware | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | ,0 ,6 34 |
Фазы: А; В; С | С10 | IBM System x3550 M4 Server | |||||||
ПС 110 кВ Шепеле-во (ПС-34), ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Уша-тово-Шепелево с отп. | 1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 | Рег. № 21741-03 | |||||||
ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 | Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02.2-12 | Актив ная | 1,1 | 3,0 | ||||
14 | 600/5 | Кл.т. 0,2S/0,5 | |||||||
Рег. № 2793-71 | 2 СШ: | Рег. № 20175-01 | Реак- | 2,3 | 4,6 | ||||
Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | тивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
15 | ПС 110 кВ Шепеле-во (ПС-34), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ше-пелево-Белев1 с отп. | ТВ-110 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 58640-14 Фазы: А; В ; С | 2 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С 1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 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 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3.0 5.0 |
16 | ПС 110 кВ Шепеле-во (ПС-34) , ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ше-пелево-Белев2 с отп. | ТВ-110 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 58640-14 Фазы: А; В ; С | 1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С 2 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
17 | ПС 110 кВ Шепеле-во (ПС-34) , ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ | ТВ-110 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 32123-06 Фазы: А; В; С | 2 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С 1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 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 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3.0 5.0 |
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 | 1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С 2 СШ: НКФ-110-06 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 37749-08 Фазы: А; В НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | СИКОН С10 Рег. № 21741-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,4 5,7 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
19 | ПС 110 кВ Агеево (ПС-15), ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ | 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/V3/100/V3 Рег. № 37749-08 Фазы: А; В НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: С 1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 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 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3.0 5.0 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±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 №№ 15-19 указана для тока 2 % от !ном, для остальных ИК - для тока 5 % от !ном; cosj = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД 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.
Наименование характеристики | Значение |
1 | 2 |
Количество ИК | 19 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
ток, % от !ном | |
для ИК №№ 15-19 | от 1 до 120 |
для остальных ИК | от 5 до 120 |
коэффициент мощности cos9 | 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 !ном | |
для ИК №№ 15-19 | от 1 до 120 |
для остальных ИК | от 5 до 120 |
коэффициент мощности cos9 | 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 и | |
УСПД, °С | от +5 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера | |
филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго», °С | от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.02: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
Федеральном информационном фонде 36697-08): | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК и СЭТ-4ТМ.03М | |
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде | |
36697-12): | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
для УСПД: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
для серверов: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
Глубина хранения информации: | |
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее | 113 |
при отключении питания, лет, не менее | 30 |
1 | 2 |
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее | 113 |
при отключении питания, лет, не менее | 40 |
для УСПД: | |
суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
при отключении питания, лет, не менее | 10 |
для серверов: | |
хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал 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.
- защита на программном уровне информации при хранении, 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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока элегазовые | ТРГ-110 II* | 9 |
Трансформаторы тока | ТФЗМ 35Б4 У1 | 3 |
Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-^ | 2 |
Трансформаторы тока измерительные | ТФЗМ-ШБ-Ш | 17 |
Трансформаторы тока встроенные | ТВЭ-35УХЛ2 | 3 |
Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-УХЛ1 | 1 |
Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-Ш | 6 |
Трансформаторы тока | ТВ-110 | 6 |
Трансформаторы тока наружной установки | ТВ-110 | 9 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 7 |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ-110 УХЛ1 | 15 |
Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 9 |
Трансформаторы напряжения | НКФ-110-06 | 2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 5 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02 | 8 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 2 |
Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С1 | 5 |
Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 1 |
Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С10 | 4 |
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -«Тулэнерго» на базе закрытой облачной системы | VMware | 1 |
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -«Калугаэнерго» | IBM System x3550 M4 Server | 1 |
Сервер АО «ТНС энерго Тула» на базе закрытой облачной системы | VMware | 1 |
Методика поверки | МП ЭПР-160-2019 | 1 |
Паспорт-формуляр | ТНСЭ.366305.007.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-160-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ТНС энерго Тула». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»
12.04.2019 г.
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 Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном 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);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-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 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