| Номер в госреестре | 82443-21 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 2.0 |
| Изготовитель | Публичное акционерное общество "ТНС энерго Ростов-на-Дону" (ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону"), г. Ростов-на-Дону |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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 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).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
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 |
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
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
