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

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

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Святогор» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Святогор», сбора, хранения и обработки полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.

Описание

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

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанных в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер АИИС КУЭ с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:

активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;

средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.

Сервер АИИС КУЭ при помощи ПО автоматически с заданной периодичностью или по запросу опрашивает счетчики электрической энергии и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.

Считывание сервером АИИС КУЭ данных из счетчиков электрической энергии осуществляется посредством оптической связи, а также сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется через измерительно-вычислительный комплекс учета электроэнергии ЗАО «Энергопромышленная компания» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 52065-12 (далее - рег.№)). Передача информации в ИВК ЗАО «Энергопромышленная компания» осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. В качестве источника точного времени в системе используется комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (рег.№ 49933-12), который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) и обеспечивает предоставление информации о текущем времени в протоколе NTP.

Сличение показаний времени часов сервера с источником точного времени осуществляется каждый час, коррекция часов сервера производится автоматически при отклонении времени на величину более ±0,6 с. Сравнение показаний часов счетчика с сервером осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более 3 с. Передача информации от счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют не более 1 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». 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 приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав И

К АИИС КУЭ ОАО «Святогор»

Номер ИК

Наименование объекта

Состав ИК

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

§

Границы интервала основной погрешности, (±5), %,

Границы интервала погрешности, в рабочих условиях

(±5),%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110 кВ Красноуральск, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, Ввод №1 6 кВ, яч. 15

тип

ТОЛ-10М-3

тип

ЗНОЛП-СВЭЛ-6М

тип

СЭТ-4ТМ.03М

Сервер АИИС КУЭ

Активная

Реактивная

0,8

1,7

1,5

2,4

Коэф.тр

4000/5

Коэф.тр

6000/V3/100/V3

Кл.т.

0,2S

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

47959-16

Рег. №

67628-17

Рег. №

36697-17

2

ПС 110 кВ Красноуральск, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ, Ввод №2 6кВ, яч. 18

тип

ТОЛ-10М-3

тип

ЗНОЛП-СВЭЛ-6М

тип

СЭТ-4ТМ.03М

Активная

Реактивная

0,8

1,7

1,5

2,4

Коэф.тр

4000/5

Коэф.тр

6000/V3/100/V3

Кл.т.

0,2S

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

47959-16

Рег. №

67628-17

Рег. №

36697-17

Продолжение таблицы 1

to

TI

о

TI

<т>

*1

TI

<т>

*1

н

Я

я

н

Я

я

н

Я

я

и

н

и

н

и

н

ПС 110 кВ Красноуральск, ЗРУ-6 кВ, 5СШ, СВ №3, яч.59

о

►S'

н

43

ПС 110 кВ «Красноуральск», ЗРУ-6 кВ, 4 СШ, Ввод №4 6кВ, яч. 38

о

►S'

н

43

ПС 110 кВ Красноуральск, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ, Ввод №3 6 кВ, яч. 31

о

►S'

н

43

Н

Я

О

н

О

н

О

-р*.

^1

VO

VO

-р*.

^1

VO

VO

-р*.

VO

VO

-р*.

о

о

о

-р*.

о

о

о

о

"to

сл

о

о

о

о

"to

сл

о

"to

сл

Ov

Ov

Ov

TI

<т>

TI

<т>

TI

<т>

о

н

43

о

Q

н

43

о

Q

н

43

Н

Я

я

Н

Я

я

Н

Я

я

со

к

о

со

к

о

со

к

о

Ov

о

о

о

Ov

о

о

о

Ov

о

о

о

о\

■о

ON

to

00

о\

■о

Ov

to

00

о\

■о

Ov

to

00

JO

JO

JO

о

Ю

(J

Ov

0 Ю

(J

1

Ov

0 ю

(J

1

ON

о

о

о

о

о

о

TI

<т>

ю*

TI

<т>

ю*

TI

<т>

ю*

н

я

я

н

я

я

н

я

я

0

(J

н

1

-р*.

н

0

(J

H

1

H

0

(J

н

1

H

OJ

Ov

Ov

VO

^1

I

^1

LtJ

Ov

On

VO

^1

I

^1

LtJ

Ov

Ov

VO

^1

I

^1

о

"to

сл

jo

'ui

о

"to

о

'ui

о "to ся

о

'ui

о

LtJ

о

LtJ

о

LtJ

Сервер АИИС КУЭ

Ov

Tf

o>

рэ

3

я

CO

я

F

hd

o>

p

я

Cd

я

p

hd

o>

p

я

Cd

я

p

>

n

s

Cd

X

03

>

n

s

Cd

X

03

>

n

я

Cd

я

p

JO

Ъо

JO

Ъо

JO

Ъо

to

to

VO

to

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

и" Э о

1 оук О к ''О ^

Ут

ЛРМ О

тип

ТПОЛ-10М-3

тип

ЗНОЛП-СВЭЛ-6М

тип

СЭТ-4ТМ.03М

Сервер АИИС КУЭ

Активная

Реактивная

0,8

1,7

1,5

2,4

Коэф.тр

3000/5

Коэф.тр

6000/V3/100/V3

Кл.т.

0,2S

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

47959-16

Рег. №

67628-17

Рег. №

36697-17

7

ПС 110кВ Волковская, ЗРУ-6кВ, ввод №1 6 кВ, яч. 4

тип

ТПОЛ-10

тип

НТМИ-6-66

тип

A1805RL-P4GB-

DW-3

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,2

5,5

Коэф.тр

600/5

Коэф.тр

6000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1,0

Рег. №

1261-59

Рег. №

2611-70

Рег. №

31857-06

8

ПС 110кВ Волковская, ЗРУ-6кВ, ввод №2 6 кВ, яч. 22

тип

ТПОЛ-10

тип

НТМИ-6-66

тип

A1805RL-P4GB-

DW-3

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,2

5,5

Коэф.тр

1000/5

Коэф.тр

6000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1,0

Рег. №

1261-59

Рег. №

2611-70

Рег. №

31857-06

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 минут.

3    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 метрологических характеристик.

4    Допускается замена источника точного времени на аналогичные утвержденных типов.

5    Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

6    Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений.

7    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.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

8

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от Ином

от 99 до 101

- сила тока, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности, cosp

0,9

температура окружающей среды °C:

- для счетчиков активной энергии

от +21 до +25

- для счетчиков реактивной энергии

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от Ином

от 90 до 110

- сила тока, % от 1ном:

- для ИК № 1-6

от 2 до 120

- для ИК № 7-8

от 5 до 120

- коэффициент мощности, coscp

0,8 емк

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:

- для ТТ и ТН

от -40 до +70

- для счетчиков

ИК № 1-8

от +10 до +25

- для сервера

от +15 до +20

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

Электросчетчики A1805RL-P4GB-DW-3:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

80 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

1

Глубина хранения информации электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- тридцатиминутный профиль нагрузки каждого массива, сутки, не менее

электросчетчики A1805RL-P4GB-DW-3:

- тридцатиминутный профиль нагрузки каждого массива,

113,7

сутки, не менее

ИВК:

113,7

- результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

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

В журналах событий счетчика фиксируются факты: журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счётчике;

-    пропадание напряжения пофазно;

Защищённость применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счётчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера.

наличие защиты информации на программном уровне при хранении, передаче, параметрировании:

-    пароль на счётчике электрической энергии;

-    пароль на сервере АРМ.

Возможность коррекции времени в:

-    счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    АРМ (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 АИИС КУЭ способом цифровой печати.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование (тип)

Обозначение

Кол-во

Измерительный трансформатор напряжения

ЗНОЛП-СВЭЛ-6М

12

Измерительный трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2

Измерительный трансформатор тока

ТОЛ-10М-3

12

Измерительный трансформатор тока

ТПОЛ-10М-3

6

Измерительный трансформатор тока

ТПОЛ-10

4

Счетчик активной и реактивной электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

6

Счетчик активной и реактивной электрической энергии

A1805RL-P4GB-DW-3

2

Сервер АИИС КУЭ

1

Комплекс измерительно-вычислительный

СТВ-01

1

Методика поверки

МП 201-024-2020

Программное обеспечение

АльфаЦЕНТР

1

Формуляр

ЭПК 1288/16-1.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 201-024-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Святогор». Методика поверки», утвержденный ФГУП «ВНИИМС» «13» апреля 2020 г. Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчики Альфа А1800 по документам: МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в апреле 2017 г.;

-    СТВ-01 - по документу МП 49933-12 «Комплексы измерительно-вычислительные СТВ-

01. Методика поверки», утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16.12.2011 г.

-    блок коррекции времени ЭНКС-2, рег. № 37328-15.

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

Метод измерений приведен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Святогор», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.02.2016 г.

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

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