Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 3.0
- ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону", г.Ростов-на-Дону
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:95311-25
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 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), 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», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ), 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 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 (ОРЭМ).
Передача информации от сервера или АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭМ 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 с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
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 счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков 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 020 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 50.2.0772014. 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 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3Е73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
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 | ||||
| ТТ | TH | 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 Б. Ремонтное, ОРУ-ПО кВ, СШИОкВ, ВЛ 110 кВ Ремонтнен-ская - Б. Ремонтное с отпайкой на ПС Джангар | ТГМ-110 Кл. т. 0,5S 600/5 Per. № 59982-15 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 1 ЮООО/х/З/ЮО/х/З Per. № 60353-15 Фазы: А; В; С | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №31857-20 | УСВ-2 Per. № 41681-10 | VMware | Активная Реактивная | 1Д 2,2 | 3,3 5,6 |
| 2 | ПС 110 кВ Б. Ремонтное, РУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Per. № 2473-69 Фазы: А; С | НАМИ-10-95 Кл. т. 0,5 10000/100 Per. №60002-15 Фазы: АВС | A1802RAL- P4GB-DW-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | з,о 4,6 | ||
| 3 | ПС 110 кВ Б. Ремонтное, РУ-10 кВ, 2 СП! 10 кВ, Ввод 10 кВ Т-2 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Per. № 2473-69 Фазы: А; С | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Per. №20186-05 Фазы: АВС | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | з,о 4,6 | ||
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 4 | ПС 110 кВ Богородская, РУ-10 кВ, СП! 10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Per. № 1856-63 Фазы: А; В; С | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Per. № 11094-87 Фазы: АВС | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06 | УСВ-2 Per. № 41681-10 | VMware | Активная Реактивная | 1,0 2,0 | 2,9 4,5 |
| 5 | ПС 110 кВ Заветин-ская, ОРУ-ИО кВ, 2 СП! 110 кВ, ВЛ 110 кВ Заветинская -Советская | ТФЗМ-11 ОБ-ГУ 1 Кл. т. 0,5 300/5 Per. № 2793-88 Фазы: А; В ТФЗМ И 0Б-1 Кл. т. 0,2S 300/5 Per. № 26420-08 Фаза: С | НКФ110-83У1 Кл. т. 0,5 1 юоооа/з/юо/л/з Per. № 1188-84 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06 | Активная Реактивная | 1Д 2,3 | з,о 4,6 | ||
| 6 | ПС 110 кВ Сандатовская, ОРУ-ИО кВ, 1 СП! 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сандатовская -Виноградовская | ТФНД-ИОМ Кл. т. 0,5 300/5 Per. №2793-71 Фазы: А; В; С | НКФ110-83У1 Кл. т. 0,5 1 юоооа/з/юо/л/з Per. № 1188-84 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | з,о 4,6 | ||
| 7 | ПС 110 кВ Сандатовская, ОРУ-35 кВ, 1 СП! 35 кВ, ВЛ-35 кВ Сандатовская -Г ородовиковская | ТФН-35М Кл. т. 0,5 100/5 Per. № 3690-73 Фазы: А; С | 3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 3 5000/^3/1 ОО/л/З Per. № 912-70 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | з,о 4,6 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 8 | ПС 35 кВ Первомайская, ОРУ-35 кВ, 1 СП! 35 кВ, ВЛ 35 кВ Первомайская - Воробьевская | ТФЗМ-35А-У1 Кл. т. 0,5 100/5 Per. № 3690-73 Фазы: А; В; С | 3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 3 5000/^3/1 ОО/л/З Per. № 912-70 Фазы: А; В; С | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06 | Активная Реактивная | 1Д 2,3 | 3,0 4,6 | ||
| 9 | ПС 35 кВ Краснопартизанская, ОРУ-35 кВ, СП! 35 кВ, ВЛ 35 кВ Краснопартизанская - 40 лет ВЛКСМ | ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S 100/5 Per. №21256-07 Фазы: А; В; С | 3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 3 5000/^3/1 ОО/л/З Per. № 912-07 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06 | Активная Реактивная | 0,9 1,5 | 1,6 3,2 | ||
| 10 | ПС 35 кВ Краснопартизанская, КРУН-10 кВ, СП! 10 кВ, ВЛ 10 кВ Краснопартизанская - 40 лет ВЛКСМ | ТОЛ-СЭЩ-Ю Кл. т. 0,5 50/5 Per. № 32139-06 Фазы: А; С | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 Per. № 16687-02 Фазы: АВС | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06 | УСВ-2 Per. № 41681-10 | VMware | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| И | ПС 35 кВ Чапаевская, РУ-35 кВ, ВЛ 3 5 кВ Чапаевская -Яшалта - 1 с отпайкой на ПС Яшал-тинская | ТФНД-35М Кл. т. 0,5 100/5 Per. № 3689-73 Фаза: А ТФН-35М Кл. т. 0,5 100/5 Per. № 3690-73 Фаза: С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Per. № 19813-00 Фазы: АВС | A1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | з,о 4,6 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 12 | ПС 110 кВ Ремонт-ненская, ОРУ-ИО кВ, 1 СП! 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ремонт-ненская - Б. Ремонтное с отпайкой на ПС Джангар | ТГМ-110 Кл. т. 0,5S 300/5 Per. № 59982-15 Фазы: А; В; С | НКФ110-83У1 Кл. т. 0,5 1 ЮООО/х/З/ЮО/х/З Per. № 1188-84 Фазы: А; В; С | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06 | УСВ-2 Per. № 41681-10 | VMware | Активная Реактивная | 1Д 2,3 | 3,0 5,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АПИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) | ±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 №№ 1, 9, 12 для силы тока 2 % от 1НОм, для остальных ИК - для силы тока 5 % ОТ 1ном; cos ф = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АПИС 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 техническим актом в установленном собственником АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 12 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от Uhom | от 95 до 105 |
| сила тока, % от Ihom | |
| для ИК №№ 1, 9, 12 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cosф | 0,9 |
| частота, Г ц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от Uhom | от 90 до 110 |
| сила тока, % от Ihom | |
| для ИК №№ 1, 9, 12 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cosф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Г ц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +5 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +25 |
| 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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФН-35М | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФНД-35М | 1 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-У1 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-35 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТФНД-110М | 3 |
| Трансформаторы тока | ТГМ-110 | 6 |
| Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1 | ТФЗМ-11ОБ-1У1 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-! | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 1 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-10-95 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 9 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-35 УХЛ1 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 9 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные | НАМИ-110 | 3 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 12 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер на базе закрытой облачной системы | VMware | 1 |
| Формуляр | ТНСЭ.366305.020.ФО | 1 |
| Методика поверки | 1 |
Сведения о методах измерений
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.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.