|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 3.0 |
| Обозначение типа | Обозначение отсутствует |
| Производитель | Публичное акционерное общество "ТНС энерго Ростов-на-Дону" (ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону"), г. Ростов-на-Дону |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | 015 |
| Назначение | 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.
|
| 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), 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.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» 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 |
|
| Метрологические и технические характеристики | 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
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 1 | ПС 110 кВ Калининская, ОРУ 110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 | ТФНД-110М
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
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 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,6 | | 2 | ПС 110 кВ Калининская, ОРУ 110 кВ, СМВ | ТФНД-110М
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | | 3 | ПС 110 кВ Б-11, ОРУ 110 кВ, 2 с.ш. 110 кВ, ВЛ 110 кВ Чернышково | ТФНД-110М
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | А1802RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 4 | ПС 110 кВ Б-11, ОРУ 110кВ, ОСШ 110 кВ, ОСМВ | ТФЗМ-110Б-I
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 26420-04
Фазы: А; В; С | НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | А1802RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 5 | ПС 110 кВ Обливская 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/√3/100/√3
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 | Активная
Реактивная | 0,9
1,5 | 1,6
3,2 | | 6 | ПС 110 кВ Обливская 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/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | А1802RLV-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 7 | ПС 110 кВ Обливская-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 | | 8 | ПС 110 кВ Обливская-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 | | 9 | ПС 110 кВ Обливская-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 | | 10 | ПС 110 кВ Обливская-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 | | 11 | ПС 35 кВ Обливская-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 | Активная
Реактивная | 0,9
1,5 | 1,6
3,2 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях | ±5 с |
Примечания:
В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
Погрешность в рабочих условиях указана для ИК № 5, 6, 9, 11 для силы тока 2 % от Iном, для остальных ИК – для силы тока 5 % от Iном; cos( = 0,8инд.
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 Uном
сила тока, % от Iном
для ИК № 5, 6, 9, 11
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
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 Uном
сила тока, % от Iном
для ИК № 5, 6, 9, 11
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
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 +5 до +40 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков
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
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 120000
2
35000
2
70000
1 | | Глубина хранения информации:
для счетчиков:
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 | 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 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).
|
| 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. | | 1 | 2 | 3 | | Трансформаторы тока измерительные | ТФНД-110М | 9 | | Трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б-I | 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 |
| Продолжение таблицы 4 | | 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 |
|
| Поверка | 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 об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312078.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к средству измерений
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
|
| Заявитель | Публичное акционерное общество «ТНС энерго Ростов-на-Дону» (ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону»)
ИНН 6168002922
Адрес: 344022, г. Ростов-на-Дону, пер. Журавлева, д. 47
Телефон: (863) 307-73-03
Web-сайт: rostov.tns-e.ru
E-mail: tns-rostov@rostov.tns-e.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312047.
| |
