Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО ГК "ТНС энерго" (г. Камышин)
| Номер в ГРСИ РФ: | 76449-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО Группа компаний "ТНС энерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО ГК «ТНС энерго» (г. Камышин) (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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 76449-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО ГК "ТНС энерго" (г. Камышин) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 008 |
Производитель / Заявитель
ПАО Группа компаний "ТНС энерго", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 76449-19: Описание типа СИ | Скачать | 93.4 КБ | |
| 76449-19: Методика поверки МП ЭПР-194-2019 | Скачать | 8.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО ГК «ТНС энерго» (г. Камышин) (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) 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 на базе закрытой облачной системы VMware (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», 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 электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Также 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков и часы сервера. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Сравнение часов сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется каждую секунду, корректировка часов сервера производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину 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 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «средний» 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 15.07.03 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ТП-1 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.1 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 363-49 Фазы: А; С |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
2 |
ТП-1 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.4 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 363-49 Фазы: А; С |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | |
|
3 |
ТП-1 А 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод-1 |
ТШЛ-0,66У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | |
|
4 |
ТП-1 А 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, Ввод-2 |
ТШЛ-0,66У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ТП-1Б 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод-1 |
ТШЛ-0,66У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 |
|
6 |
ТП-2А 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, Ввод-2 |
ТШЛ-0,66У3 Кл.т. 0,5 4000/5 Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | |
|
7 |
ТП-2Б 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, Ввод-2 |
ТШЛ-0,66У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | |
|
8 |
ТП-2В 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, Ввод-2 |
ТШЛ-0,66У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | |
|
9 |
ТП-3 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.3 |
ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 814-53 Фазы: А; С |
НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 363-49 Фазы: А; С |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | |
|
10 |
ТП-3 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч.2 |
ТПЛ-10с Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 29390-05 Фазы: А; С |
НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 363-49 Фазы: А; С |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
11 |
ТП-1 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч.2 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 363-49 Фазы: А; С |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
12 |
ТП-1Б 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, Ввод-2 |
ТШЛ-0,66У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | |
|
13 |
ТП-2А 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод-1 |
ТШЛ-0,66У3 Кл.т. 0,5 4000/5 Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | |
|
14 |
ТП-2Б 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод-1 |
ТШЛ-0,66У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | |
|
15 |
ТП-2В 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод-1 |
ТШЛ-0,66У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | |
|
16 |
ТП-3 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.1 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 363-49 Фазы: А; С |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
17 |
ТП-3Б 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод-1 |
ТШЛ-0,66У3 Кл.т. 0,5 4000/5 Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±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 тока 5 % от 1ном; 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 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 |
17 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
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 ток, % от 1ном |
от 90 до 110 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 5 до 120 |
|
частота, Гц |
от 0,5 до 1,0 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, |
от -45 до +40 |
|
°С |
от +5 до +35 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
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 |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
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 счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика 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 проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
8 |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ-0,66У3 |
33 |
|
Трансформаторы тока |
ТПФМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10с |
2 |
|
Трансформаторы |
НОМ-10 |
8 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
17 |
|
Сервер на базе закрытой облачной системы |
VMware |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-194-2019 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ТНСЭ.366305.008.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-194-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО ГК «ТНС энерго» (г. Камышин). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 12.09.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО ГК «ТНС энерго» (г. Камышин)», свидетельство об аттестации № 223/RA.RU.312078/2019.
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
Смотрите также
