Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 2.0. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 2.0

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

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.

Описание

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.

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

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСВ

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 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

А1802ЯАЬ-Р40В-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

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

А1802ЯАЬ-Р40В-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

Актив

ная

Реак

тивная

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

А1802ЯАЬ-Р40В-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

Актив

ная

Реак

тивная

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

НКФ-110-83 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

А1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

Рег. № 31857-06

Реак

тивная

2, 3

4, 6

5

ПС 110 кВ Санда-товская, ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Санда-товская - Г ородо-виковская

ТФН-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73

ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70

А1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

Актив

ная

Реак-

1,1

2, 3

3,0 4, 6

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

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/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С

А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

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

ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3

А1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

0,9

1,6

Рег. № 21256-07 Фазы: А; В; С

Рег. № 912-07 Фазы: А; В; С

Рег. № 31857-06

Реак

тивная

1,5

3,2

8

ПС 35 кВ Краснопартизанская, КРУН-10 кВ, СШ 10 кВ, ВЛ 10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 50/5

НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 10000/100

А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

Актив

ная

1,1

3,0

Краснопартизанская - 40 лет ВЛКСМ

Рег. № 32139-06 Фазы: А; С

Рег. № 16687-02 Фазы: АВС

Реак

тивная

2,3

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 отпайкой 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

А1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

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/V3/100/V3

Рег. № 60542-15 Фазы: А; В; С

А1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

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/V3/100/V3

Рег. № 60542-15 Фазы: А; В; С

А1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,4

5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

12

ПС 110 кВ Элиста Западная, 0РУ-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/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

НКФ-110-83 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

Реак

тивная

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/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

НКФ-110-83 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,4

5,7

14

ПС 110 кВ Ремонт-ненская, 0РУ-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/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

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-! У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

НКФ-110-83 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

А1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

УСВ-2 Рег. № 41681-10

VMware

Актив

ная

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/V3/100/V3

Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С

А1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20

Актив

ная

Реак

тивная

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 Ьом, для остальных ИК - указана для тока 5 % от Ьом; 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 №ом ток, % от !ном

для ИК №№ 7, 10, 11, 13, 14, 16 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

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 ином ток, % от 1ном

для ИК №№ 7, 10, 11, 13, 14, 16 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц

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

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 0 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:

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 УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

165000

2

120000

2

35000

2

1

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

40

для счетчиков типа Альфа А1800:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

180

при отключении питания, лет, не менее

30

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

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).

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

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-[ 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

Сведения о методах измерений

приведены 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 документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» 2.0

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

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

Развернуть полное описание