Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Находкинский МТП". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Находкинский МТП"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Находкинский МТП» (далее по тексту - АИИС КУЭ), предназначена для измерений активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения результатов измерений.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя Центр сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (ПАО «ДЭК»).

ИВК ПАО «ДЭК» состоит из ЦСОД ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания», программного обеспечения (ПО) «АльфаЦентр», а также устройства синхронизации системного времени типа УССВ. К серверу ИВК ПАО «ДЭК» подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (АРМ) персонала.

В ИВК АИИС КУЭ предусмотрено выполнение следующих функций:

-    автоматический регламентный сбор результатов измерений;

-    сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналов событий» электросчетчиков) со всех ИИК;

-    обработку данных и их архивирование;

-    доступ к информации и ее передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные 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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи и каналообразующей аппаратуре (GSM-модемы) поступает на вход сервера ЦСОД ПАО «ДЭК», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии, осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

Результаты измерений передаются с сервера, установленного в ПАО «ДЭК» в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0, в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

Один раз в сутки ИВК ПАО «ДЭК» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи ПО «АльфаЦентр», в формате XML, и автоматически передает его в АО «СО ЕЭС», в организации - участники оптового рынка и в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) АО «АТС» через IP сеть передачи данных, с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации системного времени типа УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS), часы счетчиков и серверов.

В ИВК используется устройство синхронизации системного времени типа УССВ, установленное в ЦСОД ПАО «ДЭК», принимающее сигналы точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS).

Часы счетчика синхронизируются от часов сервера раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±2 с (программируемый параметр).

Синхронизация времени часов ИВК ПАО «ДЭК» выполняется 6 раз в сутки (каждые 4 часа) в соответствии с метками времени, полученными от УССВ по запросу сервера ИВК, при расхождении времени более чем на ±1 с.

Синхронизация времени счетчиков электроэнергии и сервера отражаются в журналах событий.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Альфа! ЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 15.07.07

Цифровой идентификатор метрологически значимой части ПО ac metrology.dll

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Уровень защиты ПО - «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3 и 4.

КУЭ

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС

Номер и наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

1

2

3

4

5

6

1

ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1с, яч.4

ТЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 600/5 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) 2473-00

НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

HP ProLiant DL380e Gen8

HP ProLiant DL 320e Gen8

2

ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с, яч.19

ТЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 2473-00

НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

3

ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.2, ввод 0,4 кВ ТСН-1

-

-

ПСЧ-3ТМ.05М.04 Кт = 1,0/2,0 Рег. № 36354-07

4

ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.17, ввод 0,4 кВ ТСН-2

-

-

ПСЧ-3ТМ.05М.04 Кт = 1,0/2,0 Рег. № 36354-07

5

ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с, яч.1, КЛ-6 кВ Ф-1

ТЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 2473-00

НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

6

ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с, яч.15, КЛ-6 кВ Ф-15

ТЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 2473-00

НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

7

ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с, яч.16, КЛ-6 кВ Ф-16

ТОЛ-10-I

Кт = 0,5 S Ктт = 100/5 Рег. № 47959-11

НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

8

ПС Астафьево 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с, Яч.2 КЛ-6 кВ Ф-2

ТПЛ-СВЭЛ-10

Кт = 0,5 S Ктт = 400/5 Рег. № 44701-10

НТМИ-6

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

1

2

3

4

5

6

9

ПС Астафьево 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с, Яч.4 КЛ-6 кВ Ф-4

ТПЛ-СВЭЛ-10

Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 44701-10

НТМИ-6

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

HP ProLiant DL380e Gen8

HP ProLiant DL 320e Gen8

10

ПС Астафьево 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с, Яч.6 КЛ-6 кВ Ф-6

ТПЛ-СВЭЛ-10

Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 44701-10

НТМИ-6

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

11

ПС Астафьево 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с, Яч.8 КЛ-6 кВ Ф-8

ТПЛ-СВЭЛ-10

Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 44701-10

НТМИ-6

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

12

ТП-17 6 кВ, РУ-6 кВ, Яч.5, КЛ-6 кВ Ф-5

ТОЛ-10-I

Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 47959-11

ЗНОЛП-6

Кт = 0,5 Ктн =

6000/V3/100/V3

Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

Примечания:

1    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.

2    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номера ИК

Вид электроэнергии

Г раницы основной погрешности (±5), %

Г раницы погрешности в рабочих условиях (±5), %

Активная

1,2

5,9

1, 2, 5, 6

Реактивная

2,5

4,6

Активная

1,1

4,0

3, 4

Реактивная

2,2

6,5

Активная

1,2

5,3

7 - 12

Реактивная

2,5

4,3

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95.

3 Погрешность

в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в

месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 до плюс 30 °С.

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- сила тока, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности, cosj

0,87

- температура окружающей среды ,°C

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- сила тока, % от 1ном

от 2(5; 10) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C

- для ТТ и ТН

от -45 до +40

- для счетчиков

от -40 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

2

Электросчетчики ПСЧ-3ТМ.05М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

2

ИВК:

- коэффициент готовности, не менее

0,99

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

Г лубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

45

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    в журналах событий счетчика и сервера фиксируются факты:

-    попытка несанкционированного доступа;

-    факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

-    изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера ИВК.

- наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчике;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;

-    ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографическим способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

8 шт.

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

5 шт.

Трансформаторы тока

ТПЛ-СВЭЛ-10

8 шт.

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

2 шт.

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2 шт.

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-6

3 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

10 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-3ТМ.05М

2 шт.

Методика поверки

МП-312235-047-2019

1 экз.

Формуляр

ТДВ.411711.065.ФО

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-312235-047-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Находкинский МТП». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс»

29.03.2019 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;

-    по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

-    электросчетчиков ПСЧ-3ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.138РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.138РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);

-    прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы    автоматизированной    информационно-измерительной    коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Находкинский МТП», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Находкинский МТП»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание