Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЭК "Евразия". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЭК "Евразия"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

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

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, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту -ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр», автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

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; вычисленные мгновенные значения 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 при помощи ПО «АльфаЦентр» автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.

Обмен информацией между счетчиками и сервером происходит по GPRS. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через оптопорт счетчиков.

На уровне ИВК выполняется формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передача КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации единого времени в системе в состав ИВК входит УССВ-2 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 54074-13), время которого синхронизировано с национальной шкалой координированного времени UTC (SU). Синхронизация времени часов сервера с временем УССВ-2 осуществляется каждые 30 мин, коррекция осуществляется раз в 12 ч при расхождении времени УССВ-2 с показаниями часов сервера более, чем на 1 с.

Сравнение времени часов счетчиков и времени часов сервера происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки; коррекция осуществляется при расхождении времени часов счетчика и сервера на величину более чем 1 с.

Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа! ЦЕНТР». 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.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

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

2 - 3.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Он

е

S

о

Я

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

ТТ

ТН

Счётчик

УССВ

1

2

3

4

5

6

1.1

ПС 110 кВ Огнеупорная, ЗРУ-6 кВ,

1 СШ 6 кВ, яч. 2

ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-08

НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №16687-97

ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11

УССВ-2 рег. № 54074-13

1.2

ПС 110 кВ Огнеупорная, ЗРУ-6 кВ,

2 СШ 6 кВ, яч. 15

ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-08

НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №02611 -70

ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11

1.3

РП 6кВ ЗМК, РУ-6 кВ,

1 СШ 6 кВ, яч. 25

ТОЛ-10-1 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 15128-01

НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №02611-70

ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11

1.4

РП 6кВ ЗМК, РУ-6 кВ,

2 СШ 6 кВ, яч. 4

ТОЛ-10-1 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 15128-01

НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №02611-70

ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11

2.1

ТРП 6 кВ УЭМЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 5

ТЛК-10 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-06

НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №16687-97

ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11

2.2

ТРП 6 кВ УЭМЗ, РУ-6 кВ,

2 СШ 6 кВ, яч. 9

ТЛК-10 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-06

НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №16687-97

ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11

3.1

ПС 110 кВ Дормаш, РУ-10 кВ,

3 СШ 10 кВ, яч. 18

ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08

НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №18178-99

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697-12

1

2

3

4

5

6

3.2

ПС 110 кВ Дормаш, РУ-10 кВ,

2 СШ 10 кВ, яч. 27

ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08

НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №18178-99

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669712

4.1

ПС 220 кВ Новотроицкая, КРУН 10 кВ,

1 С 10 кВ, яч.7, КЛ 10 кВ Новотроицкая-Птицефабрика Восточная 1 цепь

ТОЛ-СЭЩ КТ 0,5S Ктт 200/5 Рег. №51623-12

НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5 S/1 Рег. №3669712

4.2

ПС 220 кВ Новотроицкая, КРУН 10 кВ,

2 С 10 кВ, яч.2, КЛ 10 кВ Новотроицкая-Птицефабрика Восточная 2 цепь

ТОЛ-СЭЩ КТ 0,5S Ктт 200/5 Рег. №51623-12

НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669712

УССВ-2 рег. № 54074-13

4.3

ЦРП 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 41

ТЛО-10 КТ 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК КТ 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. №68841-17

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. №3669717

5.1

ПС 110 кВ Висла, КРУН-10 кВ,

1 СШ 10 кВ, яч. 112

ТОЛ-НТЗ-10 КТ 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 51679-12

НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. №3669712

5.2

ПС 110 кВ Висла, КРУН-10 кВ,

2 СШ 10 кВ, яч. 211

ТЛК-СТ КТ 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 58720-14

НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. №3669712

1

2

3

4

5

6

6.1

ПС 110 кВ Братская, РУ-10 кВ,

1 СШ 10 кВ, яч.5, ф.283-1

ТПОЛ-10 КТ 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. №20186-00

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717

УССВ-2 рег. № 54074-13

6.2

ПС 110 кВ Братская, РУ-10 кВ,

2 СШ 10 кВ, яч.16, ф.283-2

ТПОЛ-10 КТ 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. №20186-00

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717

6.3

ПС 110 кВ Братская, РУ-6 кВ,

4 СШ 6 кВ, яч.17, ф.226

ТПОЛ-10 КТ 0,2S Ктт 400/5 Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. №20186-00

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717

6.4

ПС 110 кВ Уктусская, РУ-6 кВ,

2 СШ 6 кВ, яч.27, ф.226

ТПОЛ-10 КТ 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 1261-02

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. №20186-05

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717

6.5

ТП-3 10кВ, РУ-0,4 кВ,

1 СШ 0,4 кВ, ф.31 Агромашзапчас ть

ТШП-0,66 КТ 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 58385-14

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717

6.6

ТП-3 10кВ, РУ-0,4 кВ,

1 СШ 0,4 кВ, ф.1 Горсвет

ТТН-Ш КТ 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 75345-19

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717

6.7

ТП-3 10кВ, РУ-0,4 кВ,

1 СШ 0,4 кВ, ф.3 Общежитие

ТОП

КТ 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 47959-16

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717

6.8

РП-226 6 кВ, РУ-6 кВ,

1 СШ 6 кВ, ф.5 ИП Мильман

ТЛК 10-5 КТ 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 9143-01

НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. №20186-05

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717

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 метрологических характеристик.

2    Допускается замена УССВ 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 их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Вид электрической

Границы основной

Границы погрешности в

энергии

погрешности (5), %

рабочих условиях (5), %

1

2

3

4

1.1 - 1.4, 2.1, 2.2

Активная

±1,3

±3,3

Реактивная

±2,1

±5,6

3.1 - 3.2

Активная

±1,2

±3,0

Реактивная

±1,8

±4,7

4.1

Активная

±1,3

±3,4

Реактивная

±2,1

±5,6

4.2

Активная

±1,2

±3,0

Реактивная

±1,8

±4,7

4.3, 5.1, 5.2

Активная

±1,2

±3,0

Реактивная

±1,8

±4,9

6.1 - 6.3

Активная

±0,9

±1,6

Реактивная

±1,3

±2,9

6.4

Активная

±1,2

±3,0

Реактивная

±1,8

±4,9

6.5 - 6.7

Активная

±1,0

±2,9

Реактивная

±1,5

±4,8

6.8

Активная

±1,2

±2,9

Реактивная

±1,8

±4,6

Примечания:

1 В качестве характеристик погрешности ИК АИИС КУЭ установлены границы допус-

каемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2 Характеристики погрешности ИК АИИС КУЭ указаны для измерений активной и ре

активной электроэнергии на интервале времени 30 минут.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % от 1ном еоБф = 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК № 1 .1 - 6.8 от плюс 10 до плюс 30 до °С

Наименование характеристики

Значение

Количество ИИК

21

Нормальные условия параметры сети:

-    напряжение, % от Ином

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности

-    частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 98 до 102 от 100 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +20 до +25

Условия эксплуатации параметры сети:

-    напряжение, % от Ином

-    сила тока, % от 1ном для ИК № 1.1- 6.7

-    сила тока, % от 1ном для ИК № 6.8

-    коэффициент мощности, СОБф температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков ИК № 6.1 - 6.3, 6.5 - 6.7 °С

температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков ИК № 1.1-5.2, 6.4, 6.8, °С

температура окружающей среды в месте расположения УССВ, сервера, °С

от 90 до 1 10

от 2 до 120 от 5 до 120

0,8

от -40 до +40 от -10 до +30 от +10 до +30 от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

48

80000

Глубина хранения информации Электросчетчики:

тридцатиминутные приращения активной и реактивной электроэнергии каждого массива профиля составляет, суток, не менее Сервер:

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

35

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Надежность системных решений:

-    резервирование ИВК АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте и сотовой связи.

Регистрация событий:

- в журнале событий счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

-механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера БД;

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационных документов на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

11

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

6

Трансформатор тока

ТШП-0,66

3

Трансформатор тока

ТТН-Ш

3

Трансформатор тока

ТЛК-10-5

6

Трансформатор тока

ТЛК-СТ-10

3

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-10-11

3

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10-21

6

Трансформатор тока

ТЛО-10

2

Трансформатор тока

ТОП-0,66

3

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

3

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

1

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

3

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

4

Трансформаторы напряжения трехфазной антире-зонансной группы

НАМИ-10-95

4

Трансформаторы напряжения трехфазной антире-зонансной группы

НАЛИ-СЭЩ-10-1

2

Трансформаторы напряжения трехфазной антире-зонансной группы

НАЛИ-СЭЩ-10-3

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10 М1

3

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

5

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

3

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

3

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

1

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.08

3

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК

6

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-2

1

Программное обеспечение

ПО АльфаЦентр

1

Паспорт-формуляр

АИИС. 2.1.0524.001 ФО

1

Методика поверки

МП 012-2020

1

Поверка

осуществляется по документу МП 012-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия». Методика поверки», утвержденному ООО «МетроСервис» 15.08.2020г.

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;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М, рег. № 36697-17 - 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» 03 апреля 2017 г.;

-    счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК, рег. №46634-11 - осуществляется по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» марта 2011 г.;

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

-блок коррекции времени ЭНКС-2, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)/ГЛОНАСС, (рег. № 37328-15);

-термогигрометр Ива-6А-Д (рег. № 46434-11);

-прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (Рег. № 39952-08).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия», аттестованном ООО «МетроСервис», аттестат об аккредитации № RA.RU.311779 от 10.08.2016г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия»»

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