| Номер в госреестре | 72923-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Котельная Арбеково филиала "Мордовский" (обособленное подразделение г. Пенза) ПАО "Т Плюс" |
| Изготовитель | ООО "ЕЭС-Гарант", Московская обл. |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Котельная Арбеково филиала «Мордовский» (обособленное подразделение г. Пенза) ПАО «Т Плюс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счётчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени типа УСВ-3 (далее - УСВ-3), и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и ИВК на величину более ±2 с, но не чаще одного раза в сутки. Корректировка часов ИВК выполняется автоматически, от УСВ-3.
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационные наименования модулей ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 и 3
| Таблица 2 - Состав И | К АИИС КУЭ | ||||
| ИКр е S о Я | Наименование объекта | Измерительные компоненты | |||
| ТТ | ТН | Счётчик | Устройство синхронизации времени | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ Химмаш, РУ-6кВ, 1С, яч. 9, КЛ 6 кВ КТП 6/0,4 кВ №1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
| 2 | ПС 110 кВ Химмаш, РУ-6кВ, 2С, яч. 37, КЛ 6 кВ КТП 6/0,4 кВ №1 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
| 3 | ПС 110 кВ Химмаш, РУ-6кВ, 3С, яч.40, КЛ 6кВ КТП 6/0,4 кВ №2 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1856-63 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
| 4 | ПС 110 кВ Химмаш, РУ-6кВ, 3С, яч. 28, КЛ 6кВ КТП 6/0,4 кВ № 2 | ТПФМУ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 814-53 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 Ктн. 6000/100 Рег. № 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
| 5 | ПС 110 кВ Химмаш, РУ-6кВ, 4С, яч. 48, КЛ 6 кВ Котельная Арбеково | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
| 6 | ПС 110 кВ Химмаш, РУ-6кВ, 4С, яч. 52, КЛ 6 кВ Котельная Арбеково | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | КРУ 10 кВ котельной Арбеково, РУ-6кВ, 2С, яч. 37, КЛ 6 кВ РУ-6 кВ ОАО «Т Плюс Теплосеть Пенза» | ТОЛ-10-2-1 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 7069-79 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
| 8 | КРУ 10 кВ котельной Арбеково, РУ-6 кВ, 4С, яч. 74, КЛ 6 кВ РУ-6кВ ОАО «Т Плюс Теплосеть Пенза» | ТОЛ-10-2-1 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 7069-79 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
| 9 | ПС 110 кВ ТПА, РУ-10 кВ, II с.ш., яч. 23, КЛ-10 кВ ПАО «Т Плюс» | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| 10 | ПС 110 кВ ТПА, РУ-10 кВ, I с.ш., яч. 35, КЛ-10 кВ ПАО «Т Плюс» | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| 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 УСВ-3 на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Метрологические характеристики ИК | |||||
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Г раницы основной погрешности (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях (±5), % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | ||
| 1 | активная | 1,2 | 3,7 | ||
| реактивная | 2,8 | 6,3 | |||
| 2 | активная | 1,2 | 3,7 | ||
| реактивная | 2,8 | 6,3 | |||
| 3 | активная | 1,2 | 3,7 | ||
| реактивная | 2,8 | 6,3 | |||
| 4 | активная | 1,2 | 3,7 | ||
| реактивная | 2,8 | 6,3 | |||
| 5 | активная | 1,2 | 3,7 | ||
| реактивная | 2,8 | 6,1 | |||
| 6 | активная | 1,2 | 3,7 | ||
| реактивная | 2,8 | 6,1 | |||
| 7 | активная | 1,0 | 3,6 | ||
| реактивная | 2,6 | 6,2 | |||
| 8 | активная | 1,0 | 3,6 | ||
| реактивная | 2,6 | 6,2 | |||
| 9 | активная | 1,1 | 3,0 | ||
| реактивная | 2,7 | 5,1 | |||
| 10 | активная реактивная | 1,1 2,7 | 3.0 5.1 | ||
| Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 | ||||
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, I=0,05 !ном, и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 10 от минус 20 до плюс 35 °C. | |||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 10 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.01 | 140000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТM.03.01 | 90000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.00 | 140000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сут, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
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 с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика;
- журнал ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, сервере с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 12 |
| Трансформатор тока | ТПФМУ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-2-1 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.01 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 |
| Методика поверки | МП 056-2018 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | ЕГ.01.047-ПС | 1 |
осуществляется по документу МП 056-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Котельная Арбеково филиала «Мордовский» (обособленное подразделение г. Пенза) ПАО «Т Плюс». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 14.09.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ Методика поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 - по документу, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ Методика поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованному с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00 - по документу ИЛГШ. 411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 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»
03.04.2017 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- термогигрометр CENTER (мод. 315): 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 %, Рег. № 22129-09;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Котельная Арбеково филиала «Мордовский» (обособленное подразделение г. Пенза) ПАО «Т Плюс», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 16.09.2024 |
