Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Теплоэнерго"
Номер в ГРСИ РФ: | 65425-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Новое Энергетическое партнерство" (НЭП), г.Нижний Новгород |
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.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 65425-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Теплоэнерго" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "Новое Энергетическое партнерство" (НЭП), г.Нижний Новгород
Поверка
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
65425-16: Описание типа СИ | Скачать | 113.4 КБ | |
65425-16: Методика поверки МП 201-006-2016 | Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
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) «АльфаЦЕНТР», 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 кВт^ч.
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/GPS-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
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК* | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС 110/10/6 кВ «Свердловская»; РУ 6 кВ; 1 с.ш. 6 кВ; яч. 601 |
ТПОФ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 9281 Зав. № 9068 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 0228 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802160544 |
HP Proliant DL120 Gen9 Зав. № CZ25040XYC |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 |
2 |
ПС 110/10/6 кВ «Свердловская»; РУ 6 кВ; 2 с.ш. 6 кВ; яч. 624 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 49519 Зав. № 49505 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 0226 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802160462 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 | |
3 |
ПС 110/10/6 кВ «Свердловская»; РУ 6 кВ; 1 с.ш. 6 кВ; яч. 631 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 1083 Зав. № 383 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 0228 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802160006 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 | |
4 |
ТП-613 6/0,4 кВ; РУ-6кВ; Секция «3Р» 6 кВ; яч. Ввод 3 |
ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 61608 Зав. № 61108 Зав. № 61426 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1617160000009 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 03072668 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,1 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
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 «Приокская»; 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 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
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^Uh до 1,05^Uh; ток от 1,0-Хн до 1,2^1н;
cos9=0,9uHg.; 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 1,1-Uhi; диапазон силы первичного тока от 0,01(0,05^1н1 до 1,2-Ihx; коэффициент мощности cosф ^тф) 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- Uh2 до 1,1^Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 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, cos9 = 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 te=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 сис
темы 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
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.