Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Карелия" 2.0
| Номер в ГРСИ РФ: | 88885-23 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "ТНС энерго Карелия", г.Петрозаводск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ТНС энерго Карелия» 2.0 (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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 88885-23 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Карелия" 2.0 |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 016 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "ТНС энерго Карелия" (АО "ТНС энерго Карелия"), г. Петрозаводск
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 88885-23: Описание типа СИ | Скачать | 119.4 КБ | |
| 88885-23: Методика поверки | Скачать | 8.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ТНС энерго Карелия» 2.0 (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 АО «ТНС энерго Карелия» 2.0 наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера типографским способом. Дополнительно заводской номер 016 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 |
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
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
ПС 110 кВ Пай (ПС 6), ОРУ 110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Л-188 |
ТОГФ-110 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 61432-15 Фазы: А; В; С |
НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,6 7,8 |
|
2 |
ПС 110 кВ Лах-денпохья (ПС34), ОРУ-110 кВ, 1 с.ш., ВЛ110 кВ Л-129 |
ТГМ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 41965-09 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,5 7,8 | ||
|
3 |
ПС 35 кВ Лип-пола (ПС-11С), ОРУ-35 кВ, 1 с.ш., ВЛ-35 кВ Л-30С |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 47124-11 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,2 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС |
A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,5 7,8 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
4 |
ПС 110 кВ Кар-шево (ПС 75), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ110 кВ Л-141 (Андома-Кар-шево) |
ТФЗМ 110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А НКФ-110-57 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-11 Фазы: В НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: С |
A1805RALX-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,5 6,0 |
|
5 |
ТП-459 6 кВ, РУ 0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, ф. в сторону Асилан |
Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С |
A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,5 6,0 | |||
|
6 |
ТП-459-1 6 кВ, РУ 0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, ф. в сторону Асилан-1 |
Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,5S 250/5 Рег. № 36382-07 Фазы: А; В; С |
— |
A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,5 6,0 |
|
7 |
ТП-3-23 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 36382-07 Фазы: А; В; С |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,5 6,0 | ||
|
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 4 для силы тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для силы тока 2 % 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 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 |
7 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
сила тока, % от 1ном | |
|
для ИК № 4 |
от 5 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 1 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 |
от 90 до 110 |
|
сила тока, % от 1ном | |
|
для ИК № 4 |
от 5 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
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 -15 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа Альфа А1800: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСВ: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Продолжение таблицы 3
|
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 Альфа А1800: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
180 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М: 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 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.
- 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
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 |
ТОГФ-110 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТГМ-110 УХЛ1 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV |
2 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФЗМ 110Б |
3 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 УЗ |
9 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ110-83У1 |
4 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Сервер на базе закрытой облачной системы |
VMware |
1 |
|
Формуляр |
ТНСЭ.366305.016.ФО |
1 |
|
Методика поверки |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «ТНС энерго Карелия» 2.0», 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.
Смотрите также
