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

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

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 03д2 от 29.07.10 п.378
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 40967
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ЗАО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «СЭСК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

первый уровень - уровень информационно-измерительного комплекса точки учета (уровень ИИК ТУ), выполняющий функцию измерений и включающий 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, установленные на объектах ОАО «СЭСК».

второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя основное и резервное устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37288-08 (Рег. № 3728808), устройство синхронизации единого времени СВ (УСЕВ СВ), Рег. № 74100-19 и каналообразующую аппаратуру.

третий уровень информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных АИИС КУЭ (сервер БД), программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место персонала (АРМ).

АИИС КУЭ не имеет модификаций. Доступ к элементам и средствам измерений АИИС КУЭ ограничен на всех уровнях при помощи механических и программных методов и способов защиты.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 045. Заводские номера средств измерений уровней ИИК, ИВКЭ, ИВК, идентификационные обозначения элементов уровня ИВК указаны в формуляре.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

измерение календарного времени и интервалов времени;

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин, 60 мин, один день, один месяц);

перезапуск АИИС КУЭ;

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

Лист № 2

Всего листов 8 требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена с АО «Саровская Генерирующая Компания» - участникам оптового рынка электроэнергии;

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на УСПД (уровень ИВКЭ), где осуществляется обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт^ч, квар^ч, умножение измеренного счетчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передачу накопленных данных на сервер БД.

Сервер БД осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в соответствии с требованиями Регламентов ОРЭМ.

Информационный обмен между уровнями осуществляется по выделенному каналу связи, организованному по интерфейсу RS -485 и по коммутируемому радиоканалу стандарта GSM 900/1800 регионального оператора сотовой связи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени, счетчика, УСПД, сервера БД.

В качестве устройства синхронизации времени используется устройство синхронизации единого времени СВ (УСЕВ СВ). УСЕВ СВ осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS приемников непрерывно.

Сравнение показаний часов УСЕВ СВ и УСПД производится один раз в час. Синхронизация часов УСЕВ СВ и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов УСЕВ СВ и УСПД на величину более чем 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД производится при каждом сеансе связи. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем 2 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

15.04

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с рекомендацией Р 50.2.077-2014

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

№ ИИК

Наименование объекта

Состав ИИК ТУ

ИВКЭ

УССВ ИВК

ТТ

ТН

Счетчик

1

2

3

4

5

6

7

1.01

Саровская ТЭЦ, ОРУ-220кВ, ввод Т-3 220кВ

ТФЗМ-220Б

Рег. № 3694-73

Кл. т. 0,5 Ктт 300/5

НКФ-245П

Рег. № 49582-12

Кл. т. 0,2

Ктн 220000/^3/100/^3

A1805RALQ-

P4GB-DW-4

Рег. № 31857-06

Кл.т. 0,5S/1,0

RTU 325 Рег. № № 37288-08

УСЕВ СВ, Рег. № 74100-19

ИВК «Альфа-Центр», Рег. № № 20481-00

1.02

Саровская ТЭЦ, ОРУ-110кВ, ВЛ 110кВ

Саровская ТЭЦ -Первомайск (ВЛ 181)

OSKF 123 Рег. № 29687-05 Кл. т. 0,2S;

Ктт 600/5

1) НКФ-110-П-У1 Рег. № 26452-04 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/^3/100/^3

2) НКФ-110-57 Рег. № 14205-05 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/^3/100/^3

A1805RALQ-P4GB-DW-4 Рег.№ 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0

2.01

ГПП-40 110кВ, ОРУ-35 кВ, ЛЭП 35 кВ ГПП-40 -ПС ЕЛИЗАРЬЕВО

ТФЗМ-35А-ХЛ1 Рег. № 8555-81 Кл. т. 0,5; Ктт 200/5

НАМИ-35 Рег. № 19813-05 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100

A1805RAL-P4GB-

DW-4

Рег. № 31857-06

Кл.т. 0,5S/1,0

2.02

ГПП-40 110кВ, ОРУ-35 кВ, ЛЭП 35 кВ

ГПП-40 - ПС НАРЫШКИНО

ТФЗМ-35А-ХЛ1 Рег. № 8555-81 Кл. т. 0,5; Ктт 200/5

НАМИ-35 Рег. № 19813-09 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100

A1805RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

2.03

ГПП-40 110кВ, ЗРУ-6кВ, I с.ш. 6кВ, яч.2

ТЛМ-10

Рег. № 2473-00

Кл. т. 0,5; Ктт 400/5

НАМИ-10-95 УХЛ2 Рег. № 20186-00 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100

A1805RAL-P4GB-DW-3 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0

RTU 325 Рег. № № 37288-08

УСЕВ СВ, Рег. № 74100-19 ИВК «Альфа-Центр», Рег. № № 20481-00

2.04

ГПП-40 110кВ, ЗРУ-6кВ, I с.ш. 6кВ, яч.23

ТЛО-10У3 Рег. № 25433-03 Кл. т. 0,5; Ктт 300/5

НАМИ-10-95 УХЛ2 Рег. № 20186-00 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100

A1805RAL-P4GB-DW-3 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0

2.05

ГПП-40 110кВ, ЗРУ-6кВ, II с.ш. 6кВ, яч.49

ТВЛМ-10 Рег. № 1856-63 Кл. т. 0,5; Ктт 1000/5

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

A1805RAL-P4GB-DW-3 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0

3.01

ТП-425 6кВ, РУ-6кВ, II с.ш. 6кВ, яч.13

ТОЛ-10

Рег. № 7069-79

Кл. т. 0,5; Ктт 200/5

1)ЗНОЛ.06-6У3 Рег. № 3344-72 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 2)НАМИ-10 Рег. № 11094-87 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100

A1805RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0

4.01

ТП-18 6кВ, РУ-6 кВ, с.ш. 6кВ, яч.4

ТПЛ-10 У3 Рег. № 1276-59 Кл. т. 0,5; Ктт 150/5

НАМИТ-10 Рег. № 16687-07 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100

A1805RAL-P4GB-DW-3 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0

5.01

ТП-420 6кВ, РУ-6кВ, II с.ш. 6кВ, яч.12

ТПЛ-10 У3 Рег. № 1276-59 Кл. т. 0,5; Ктт 100/5

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

A1805RAL-P4GB-DW-3 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0

5.02

ТП-420 6кВ, РУ-6кВ, I с.ш. 6кВ, яч.7

ТПЛ-10 У3 Рег. № 1276-59 Кл. т. 0,5;

100/5

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

A1805RAL-P4GB-DW-3 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0

5.03

ТП-420 6кВ, РУ-0,4кВ, СШ-0,4кВ, ввод 0,4 кВ Т-2

Т-0,66 У3 Рег. № 17551-06 Кл. т. 0,5;

Ктт 400/5

-

A1805RL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0

5.04

ТП-420 6кВ, РУ-0,4кВ, СШ-0,4кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

Т-0,66 У3 Рег. № 6891-78 Кл. т. 0,5; Ктт 400/5

-

A1805RL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0

6.01

ПС 110кВ Дивеево, ОРУ-110кВ, II с.ш.

110кВ, ВЛ 110кВ Саровская ТЭЦ - Дивеево с отпайками (ВЛ 182)

ТФМ-110-II Рег. № 53622-13 Кл. т. 0,5; Ктт 600/5

НКФ-110-57 Рег. № 14205-05 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/^3/100/^3

A1805RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

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 3 метрологических характеристик.

2 Допускается замена УСПД и УСЕВ СВ на аналогичные утвержденных типов.

3 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 неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения,^ %

I1(2) < I изм< I5 %

I5 %<I изм< I20 %

I 20 %< I изм< I100 %

I100 %<I изм<К20 %

1

2

3

4

5

6

1.02

ТТ 0,2S; ТН 0,5;

Счетчик 0,5S

1,0

±1,4

±1,0

±1,0

±1,0

0,9

±1,4

±1,0

±1,0

±1,0

0,8

±1,5

±1,2

±1,1

±1,1

0,5

±2,0

±1,9

±1,7

±1,7

1.01; 2.01 - 2.05;

3.01;

4.01; 5.01; 5.02;

6.01

ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S

1,0

-

±2,4

±1,7

±1,6

0,9

-

±2,9

±2,0

±1,8

0,8

-

±3,4

±2,4

±2,1

0,5

-

±5,9

±3,8

±3,1

5.03; 5.04 ТТ 0,5; ТН -; Счетчик 0,5S

1,0

-

±2,1

±1,5

±1,4

0,9

-

±2,5

±1,7

±1,5

0,8

-

±3,1

±1,9

±1,6

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,2

Номер ИИК

simp

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации о, %

I1(2) < I изм< 15%

I5 %< I изм< I20%

I20 %< I изм< I100%

I100%< I изм< I120%

1.02

ТТ 0,2S; ТН 0,5;

Счетчик 1,0

0,6

±3,9

±2,4

±1,8

±1,7

0,9

±4,8

±3,0

±2,0

±1,5

1.01; 2.01 - 2.05;

3.01; 4.01; 5.01;

5.02; 6.01 ТТ 0,5; ТН 0,5;

Счетчик1,0

0,6

-

±5,5

±3,4

±2,9

0,9

-

±4,2

±2,8

±2,6

5.03; 5.04 ТТ 0,5; ТН -; Счетчик 1,0

0,6

-

±5,4

±3,8

±3,4

0,9

-

±4,0

±3,2

±3,1

Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

5

6

Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom

от 98 до 102

ток, % От Ihom

от 100 до 120

частота, Г ц

от 49,85 до 50,15

коэффициент мощности cos ф

0,9

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 30 до 80

Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom

от 90 до 110

ток, % от Ihom для ИИК 1.02;

от 1 до 120

ток, % от Ihom для ИИК 1,01, 2.01 - 2.05; 3.01; 4.01; 5.01 - 5.04; 6.01;

от 5 до 120

коэффициент мощности

От 0,5 инд. дО 0,8 емк.

частота, Г ц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -40 до +50

температура окружающей среды для счетчиков, УСПД, °С

от +5 до +35

относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 75 до 98

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики A1800:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Глубина хранения информации

Счетчики A1800:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не

45

менее

при отключении питания, лет, не менее

3,5

УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по

каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

5

Сервер:

хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

5

Надежность системных решений:

В журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты: параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД.

Наличие защиты на программном уровне:

пароль на счетчиках электроэнергии;

пароль на УСПД;

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

Знак утверждения типа

на титульный лист формуляра печатным способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформаторы тока

ТФЗМ-220Б

3 шт.

OSKF 123

3 шт.

ТФЗМ-35А-ХЛ1

6 шт.

ТЛМ-10

2 шт.

ТЛО-10У3

2 шт.

ТВЛМ-10

2 шт.

ТОЛ10

2 шт.

ТПЛ-10 У3

6 шт.

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

6 шт.

ТФМ-110-П

3 шт.

Трансформаторы напряжения

НКФ-245И

3 шт.

НКФ-110-П-У1

3 шт.

НКФ-110-57

9 шт.

НАМИ-35

2 шт.

НАМИ-10-95 УХЛ2

2 шт.

НТМИ-6-66

3 шт.

ЗНОЛ.06-6У3

3 шт.

НАМИ-10У2

1 шт.

НАМИТ-10

1 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

A18O5RALQ-P4GB-DW-4

2 шт.

A18O5RAL-P4GB-DW-4

4 шт.

A18O5RAL-P4GB-DW-3

6 шт.

A18O5RL-P4GB-DW-4

2 шт.

Продолжение таблицы 5

1

2

3

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325

1 шт.

Коммутатор Ethernet

HP 1910-16G

1 шт.

GSM-модем

TC-65

1 шт.

Устройство синхронизации единого времени СВ

СВ-04

1 шт.

Автоматизированное рабочее место

АРМ

1 шт.

Паспорт-формуляр на АИИС КУЭ

БЕКВ.422231.045.ПФ

1 экз.

Сведения о методах измерений

приведены в документе БЕКВ.422231.045.МВИ «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «СЭСК». Аттестована ЗАО «РИТЭК-СОЮЗ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 01.001902011.

Нормативные документы

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

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.

Развернуть полное описание