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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Теплоэнерго"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Теплоэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер с программным обеспечением (далее - ПО) «Альфа.Т ЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

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

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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы GSM-модемов, далее информация передаётся по каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM, 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.

Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Нижегородское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», ОАО «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 для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УССВ-2, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника, входящего в состав УССВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки выходного сигнала 1 Гц (1PPS) к шкале времени UTC (SU) составляет ±1 мкс. Предел допускаемой абсолютной задержки сигналов шкалы времени на портах RS-485, RS-232 относительно выходных сигналов 1 Гц (1PPS) составляет 150 мс.

Сличение часов сервера с часами УССВ-2 происходит непрерывно. Коррекция часов сервера осуществляется автоматически при расхождении показаний часов сервера и УССВ-2 на величину более ±1 с.

Сличение показаний часов счетчиков с часами сервера производится во время сеанса связи со счётчиками (не менее 1 раза в сутки). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчиков и часов сервера на величину более ±2 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО 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 Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Метрологически значимая часть ПО

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК*

Г раницы до-

Границы до-

Номер

Наименование точки

Сервер

Вид электро-

пускаемой ос-

пускаемой от-

ИК

измерений

ТТ

ТН

Счетчик электри

энергии

новной отно-

носительной

ческой энергии

сительной погрешности, (±5) %

погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

ПС 110/10/6 кВ «Свердловская»; РУ 6 кВ;

ТПОФ-10 Кл.т. 0,5 600/5

НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 0228

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802160544

Активная

1,1

3,0

1 с.ш. 6 кВ; яч. 601

Зав. № 9281

Реактивная

2,3

4,9

Зав. № 9068

2

ПС 110/10/6 кВ «Свердловская»; РУ 6 кВ;

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5

НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 0226

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802160462

Активная

1,1

3,0

2 с.ш. 6 кВ; яч. 624

Зав. № 49519 Зав. № 49505

HP Proliant DL120 Gen9

Реактивная

2,3

4,9

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5

3

ПС 110/10/6 кВ «Свердловская»; РУ 6 кВ;

НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 0228

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802160006

Зав. № CZ25040XYC

Активная

1,1

3,0

1 с.ш. 6 кВ; яч. 631

Зав. № 1083 Зав. № 383

Реактивная

2,3

4,9

ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 61608 Зав. № 61108 Зав. № 61426

НАМИТ-10

ТП-613 6/0,4 кВ;

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2

Активная

1,3

3,2

4

РУ-6кВ; Секция «3Р»

6000/100

Кл. т. 0,5S/1,0

6 кВ; яч. Ввод 3

Зав. № 1617160000009

Зав. № 03072668

Реактивная

2,5

5,1

5

ТП-613 6/0,4 кВ; РУ-6кВ; Секция «5Р» 6 кВ; яч. Ввод 5

ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 61491 Зав. № 61602 Зав. № 61485

НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1617160000010

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01073642

HP Proliant DL120 Gen9 Зав. № CZ25040XYC

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,2

5,1

6

ПС 110/6 кВ «Приок-ская»; РУ 6 кВ; 2 с.ш. 6 кВ; яч. 626

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 91294 Зав. № 91297

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2371

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802160070

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,9

7

Котельная ул. Премуд-рова, 12а; ВРУ-1 0,4 кВ; 1 с.ш. 0,4 кВ; Ввод 1

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 117579 Зав. № 117583 Зав. № 117581

СЭТ-4ТМ.02М.15 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805102261

Активная

Реактивная

1,0

2,1

3,5

5,9

8

Котельная ул. Премуд-рова, 12а; ВРУ-1 0,4 кВ; 2 с.ш. 0,4 кВ; Ввод 2

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 117580 Зав. № 117584 Зав. № 117582

СЭТ-4ТМ.02М.15 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805102773

Активная

Реактивная

1,0

2,1

3,5

5,9

9

ТП-2987 6/0,4 кВ; 1 с.ш. 0,4 кВ; яч. 1

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 1000/5 Зав. № 206161 Зав. № 206159 Зав. № 206160

СЭТ-4ТМ.02М.15 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805102736

Активная

Реактивная

1,0

2,1

3,5

5,9

10

ТП-2987 6/0,4 кВ; 2 с.ш. 0,4 кВ; яч. 2

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 1000/5 Зав. № 206166 Зав. № 206167 Зав. № 206180

СЭТ-4ТМ.02М.15 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805102855

HP Proliant DL120 Gen9 Зав. № CZ25040XYC

Активная

Реактивная

1,0

2,1

3,5

5,9

*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 и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3    Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

-    параметры сети: напряжение от 0,95 ин до 1,05-ин; ток от 1,0Тн до 1,2-1н; соБф=0,9инд.; частота от 49,8 до 50,02 Гц;

-    температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

4    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9- ин1 до 1,1ин1; диапазон силы первичного тока от 0,01(0,05)1н1 до 1,2 1н1; коэффициент мощности соБф (sin9) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота от 49,8 до 50,02 Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9- ин2 до 1,1ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) от

0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота от 49,8 до 50,02 Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.02М от минус 40 до плюс 60 °С; типа СЭТ-4ТМ.02 от минус 40 до плюс 55 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение от 210 до 230 В; частота от 49 до

51 Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 15 до плюс 25 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

5    Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1-6 для тока 5 % 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % 1ном, cosj = 0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 4, 5 от плюс 15 до плюс 30 °С, для остальных ИК - от минус 10 до плюс 40 °С.

6    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена УССВ-2 на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7    Все измерительные компоненты АИИС КУЭ утверждены и внесены в ФИФ.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    УССВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т=74500 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч.

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 с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    счетчика электрической энергии;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    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).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.02 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания -не менее 5 лет;

-    счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (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 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Тип компонента

Регистрационный №

Количество,

шт.

Трансформаторы тока

ТПОФ

518-50

2

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

1261-59

4

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

15128-07

6

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

1856-63

2

Трансформаторы тока

Т-0,66

36382-07

12

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

16687-07

2

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

16687-13

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

831-53

1

Счётчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

4

Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02

20175-01

2

Счётчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02М

36697-08

4

У стройства синхронизации системного времени

УССВ-2

54074-13

1

Сервер

HP Proliant DL120 Gen9

1

Методика поверки

1

Паспорт-формуляр

НЭП.411711. АИИС.371.01 ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 65425-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Теплоэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «02» сентября 2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Документы на поверку измерительных компонентов:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.087РЭ1 «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. Методика поверки», согласованным руководителем ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;

-    устройство синхронизации системного времени УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным руководителем ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.

Основные средства поверки:

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный № 27008-04;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

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

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе НЭП.411711.АИИС.371.01 И3 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Теплоэнерго». Руководство пользователя».

Нормативные документы

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

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

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

Развернуть полное описание