| Номер в госреестре | 61330-15 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "УК НЕРЮНГРИУГОЛЬ" |
| Изготовитель | ООО "Агентство энергетических решений", г.Москва |
| Год регистрации | 2015 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «УК НЕРЮНГРИУГОЛЬ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие
уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя систему обеспечения единого времени (СОЕВ) с устройством синхронизации времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование. Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Открытого акционерного общества «УК НЕРЮНГРИУГОЛЬ» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер архивов и сервер баз данных на базе HP ProLiant DL180 Gen9 (заводской номер CZ24470F4F), устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту
- ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера ИВК , где производится сбор и хранение результатов измерений.
Сервер автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
На верхнем - втором уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС». Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа УСВ-3. Устройство синхронизации времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов ИВК, при превышении порога ± 1с происходит коррекция часов ИВК. Часы счетчиков синхронизируются от часов ИВК с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и ИВК более чем на ± 1 с.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по сети GSM, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей ± 1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по тексту - ПО) ПО «АльфаЦЕНТР». С помощью ПО "АльфаТЦЕНТР" решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов.
Идентификационные данные ПО АИИС КУЭ «АльфаЦЕНТР», установленного в ИВК указаны в таблице 1.1 - 1.4.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентификационное наименование ПО | «Альф аТ ЦЕНТР» | «Альфа-ЦЕНТР» Коммуникатор |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 15.01.01.01 | 4.10 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0e90d5de7590bbd8959490 6c8df82ac2 | c09ec3404dfcbd19ad3804f b46b79ff3 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | ifrun60.EXE | trtu.exe |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентиф икационное наименование ПО | «Альфа-ЦЕНТР» Диспетчер задач | «Альфа-ЦЕНТР» Утилиты |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.13.11 | 2.5.12.149 |
| Цифровой идентификатор ПО | 17928b2ea279453fd970f252c d0a6879 | 8ddae543aa6d12306f5ce 89000948a7f |
| Другие идентификационные данные, если имеются | ACT askManager. exe | ACUtils.exe |
Таблица 1 3- Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентиф икационное наименование ПО | «Альфа-ЦЕНТР» Макеты XML | Oracle 9i |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.14.11 | 9.2.0.4.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 456c34ddfbe59fbd3289d9afb 67ecbfc | 3a4dde25f9f6dddc18db8 56d03f65f60 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | Center.Modules.XML.dll | oracle.exe |
Таблица 1.4 - Идентификационные данные ПО программного модуля УССВ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Программный модуль УСВ-3 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.14.1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | d2b6ca0bfb2d488927a4e3cf48dda111 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | GPSReader.exe |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Компонентный состав первого уровня измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные характеристики приведены в таблице 2.
Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
| № ИК | Наименование ИК | Состав измерительных каналов | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | Сервер | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110/6 кВ №52 "Денисовская", ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.2 | ТЛК10-6 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 9143-01 | НАМИТ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51198-12 | Меркурий 234 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 48266-11 | HP ProLiant DL180 Gen9 |
| 2 | ПС 110/6 кВ №52 "Денисовская", ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.10 | ТЛК10-6 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 9143-01 | НАМИТ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51198-12 | Меркурий 234 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 48266-11 | HP ProLiant DL180 Gen9 |
| 34 | ПС 110/6 кВ №52 "Денисовская", ВРУ-0,4 Шкаф №10 | - | - | А1820RAL-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 31857-11 | HP ProLiant DL180 Gen9 |
| 5 | ПС 110/6 кВ №53 "Дежневская", ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.15 | ТОЛ-10-I кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Госреестр № 15128-07 | НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Госреестр № 16687-07 | Меркурий 234 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 48266-11 | HP ProLiant DL180 Gen9 |
| 6 | ПС 110/6 кВ №53 "Дежневская", ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч.30 | ТЛК10-6 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 9143-01 | НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Госреестр № 16687-07 | Меркурий 234 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 48266-11 | HP ProLiant DL180 Gen9 |
| 7 | ПС 110/6 кВ №53 "Дежневская", ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.39 | ТОЛ-10-I кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Госреестр № 15128-07 | НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Госреестр № 16687-07 | Меркурий 234 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 48266-11 | HP ProLiant DL180 Gen9 |
| 8 | ПС 110/6 кВ №53 "Дежневская", ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч.6 | ТЛК10-6 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 9143-01 | НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Госреестр № 16687-07 | Меркурий 234 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 48266-11 | HP ProLiant DL180 Gen9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 9 | ЯКНО-6У 6 кВ, СШ 6 кВ, Ввод КЛ-6 кВ | ТОЛ-10-I кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Г осреестр № 15128-07 | ЗНОЛПМ-6УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Госреестр № 35505-07 | Меркурий 234 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 48266-11 | HP ProLiant DL180 Gen9 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
| §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 “/о^изм^ШУо | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1, 2, 7 - 9 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,7 | |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,3 | ±2,6 | |
| 5, 6, (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
| 34 (Сч. 0,5S) | 1,0 | ±1,3 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,9 | ±1,4 | ±1,3 | ±1,3 | |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 | |
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
| §5 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | 1I 0 0 £ 1Л 1 я з 2 1Л 1 2 о ''ч ©х | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 0,9 | ±7,4 | ±5,2 | ±4,2 | |
| 1, 2, 7 - 9 | 0,8 | ±5,7 | ±4,1 | ±3,8 |
| (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,7 | ±5,0 | ±3,8 | ±3,6 |
| 0,5 | ±4,4 | ±3,5 | ±3,4 | |
| 0,9 | ±6,3 | ±3,4 | ±2,5 | |
| 5, 6, | 0,8 | ±4,3 | ±2,3 | ±1,7 |
| (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,7 | ±3,4 | ±1,9 | ±1,4 |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,1 | |
| 0,9 | ±3,9 | ±3,9 | ±3,4 | |
| 34 | 0,8 | ±3,8 | ±3,3 | ±3,3 |
| ,0) ч. (С | 0,7 | ±3,7 | ±3,3 | ±3,3 |
| 0,5 | ±3,6 | ±3,2 | ±3,2 | |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99-Цн до 1,01 -Цн;
- диапазон силы тока - от 0,01 • !н до 1,2Тн;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков -от плюс 18 до 25 °С; ИВК - от плюс 10 до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц.
3 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-Цн1 до 1,1-Цн1; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ын1 до 1,2-Ы;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9-Цн2 до 1,1 -Цн2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Тн2 до 1,2Тн2;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до 30 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
5 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электрической энергии Меркурий 234ART - среднее время наработки на отказ не менее 220000 часов;
- счетчики электрической энергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
- резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и ИВК 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;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на ИВК;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии - до 30 лет при отсутствии питания
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1. Трансформатор тока | ТЛК10-6 | 4 |
| 2. Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 3 |
| 3. Трансформатор напряжения | НАМИТ-6 | 2 |
| 4. Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 4 |
| 5. Трансформатор напряжения | ЗНОЛПМ | 1 |
| 6. Счетчик электрической энергии статический трехфазный | Меркурий 234 | 7 |
| 7. Счетчик электрической энергии многофункциональный | А1820RAL-P4GB-DW-4 | 1 |
| 8. Сервер ИВК | HP ProLiant DL580 G5 | 1 |
| 9. ПО (комплект) | ПО "АльфаЦЕНТР" | 1 |
| 10. УССВ | УСВ-3 | 1 |
| 11. Методика поверки | МП РТ 2228/550-2015 | 1 |
| 12. Паспорт - формуляр | 12852430. АЭР.018.ФО | 1 |
осуществляется по документу МП РТ 2228/550-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «УК НЕРЮНГРИУГОЛЬ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва»
30.06.2015 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о
поверке.
Перечень основных средств поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счётчиков электрической энергии Мекрурий 234 - в соответствии с методикой поверки АВЛГ.411152.033 РЭ1, являющейся Приложением Г к руководству по эксплуатации «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Мекрурий 234», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01 сентября 2011 г.;
- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИМС» в 2011 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «УК НЕРЮНГРИУГОЛЬ».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 1465/550-01.00229-2015 от
30.06.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «УК Нерюнгриуголь»
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 19.11.2024 |
