| Номер в госреестре | 88898-23 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 3.0 |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Публичное акционерное общество "ТНС энерго Ростов-на-Дону" (ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону"), г. Ростов-на-Дону |
| Год регистрации | 2023 |
| 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» 3.0 (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.
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), 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 на базе закрытой облачной системы с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), 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 выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер.
На сервере выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии 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 производится 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 часами УСВ осуществляется не реже одного раза в час, корректировка часов сервера производится при расхождении с часами УСВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера 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. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» 3.0 наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер 015 указывается в формуляре.
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа! ЦЕНТР».
ПО «Альфа! ЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» 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 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Измерительные компоненты | Метрологические характеристики ИК | ||||||||
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | Сервер | Вид элек тро энергии | 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 Калининская, ОРУ | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С | А1802ЯАЬ-Р4в- DW-4 | Актив ная | 1,1 | 3,0 | |||
| 110 кВ, ввод | НКФ110-83У1 | Кл.т. 0,2S/0,5 | Реак тивная | 2,3 | 4, 6 | ||||
| 110 кВ Т-1 | Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С | Рег. № 31857-06 | |||||||
| ПС 110 кВ Ка | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 | А1802ЯАЬ-Р4в-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | УСВ-2 | Актив ная | 1,1 | 3,0 | |||
| 2 | лининская, ОРУ | 300/5 | Рег. № | VMware | |||||
| 110 кВ, СМВ | Рег. № 2793-71 | 41681-10 | Реак- | 2,3 | 4,6 | ||||
| Фазы: А; В; С | тивная | ||||||||
| 3 | ПС 110 кВ Б-11, ОРУ 110 кВ, 2 с.ш. 110 кВ, ВЛ | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 600/5 | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 | А1802ЯАЬ-Р4в-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | Актив ная | 1,1 | 3,0 | ||
| 110 кВ Черныш-ково | Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С | Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С | Реак тивная | 2, 3 | 4, 6 | ||||
| 4 | ПС 110 кВ Б-11, ОРУ 110кВ, ОСШ 110 кВ, ОСМВ | ТФЗМ-110Б-1 Кл.т. 0,5 600/5 | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 | А1802ЯЛЬ-Р40-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | Актив ная | 1,1 | 3,0 | ||
| Рег. № 26420-04 | Рег. № 14205-94 | Реак- | 2, 3 | 4, 6 | |||||
| Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | тивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 5 | ПС 110 кВ Об-ливская ПТФ, ОРУ 110 кВ, 1 с.ш. 110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 | ТВИ-110 Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 30559-05 Фазы: А; В; С | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С | А1802RLV-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | VMware | Актив ная Реак тивная | 0,9 1,5 | 1,6 3,2 |
| 6 | ПС 110 кВ Об-ливская ПТФ, ОРУ 110 кВ, 2 с.ш. 110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 | ТВИ-110 Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 30559-05 Фазы: А; В; С | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С | А1802RLV-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | Актив ная Реак тивная | 0,9 1,5 | 1,6 3,2 | ||
| 7 | ПС 110 кВ Об-ливская-1, ОРУ 35 кВ, с.ш. 35 кВ, ВЛ 35 кВ Артемовская | ТФН-35М Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС | А1802RL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2, 3 | 3,0 4, 6 | ||
| 8 | ПС 110 кВ Об-ливская-1, КРУН 10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 2, ввод 10 кВ Т-1 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | А1802RАL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2, 3 | 3,0 4, 6 | ||
| 9 | ПС 110 кВ Об-ливская-1, ТСН-1, с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 17551-06 Фазы: А; В; С | — | А1802RL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | Актив ная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2.9 4.9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 10 | ПС 110 кВ Об-ливская-1, КРУН 10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 5, ВЛ 10 кВ №5 с-з Терновой | ТПЛ-10с Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 29390-10 Фазы: А; С | НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | А1802RL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2, 3 | 3,0 4, 6 | ||
| 11 | ПС 35 кВ Обли-вская-2, с.ш. 35 кВ, ВЛ 35 кВ Обливская-2 -Суровикино | ТОЛ-35 Кл.т. 0,2S 100/5 Рег. № 21256-07 Фазы: А; В; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС | А1802RАL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | VMware | Актив ная Реак тивная | 0,9 1,5 | 1,6 3,2 |
| 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 указана для ИК № 5, 6, 9, 11 для силы тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для силы тока 5 % от !ном ; 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 3 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 |
| Количество ИК | 11 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от №ом | от 95 до 105 |
| сила тока, % от !ном | |
| для ИК № 5, 6, 9, 11 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | 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 |
| сила тока, % от !ном | |
| для ИК № 5, 6, 9, 11 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | 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 +5 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков | |
| 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 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: 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 в счетчиках и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- 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. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТФНД-110М | 9 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б-! | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВИ-110 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТФН-35М | 2 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10с | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-35 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66У3 | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 11 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер | VMware | 1 |
| Формуляр | ТНСЭ.366305.015.ФО | 1 |
| Методика поверки | — | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» 3.0», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
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 | 17.11.2024 |
