Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Котельная Арбеково филиала "Мордовский" (обособленное подразделение г. Пенза) ПАО "Т Плюс"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Котельная Арбеково филиала "Мордовский" (обособленное подразделение г. Пенза) ПАО "Т Плюс", 72923-18

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.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

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

Назначение

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-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.

Программное обеспечение

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.

Технические характеристики

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
ИКр е S о Я	Наименование объекта	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
1	реактивная	2,8		6,3
2	активная	1,2		3,7
2	реактивная	2,8		6,3
3	активная	1,2		3,7
3	реактивная	2,8		6,3
4	активная	1,2		3,7
4	реактивная	2,8		6,3
5	активная	1,2		3,7
5	реактивная	2,8		6,1
6	активная	1,2		3,7
6	реактивная	2,8		6,1
7	активная	1,0		3,6
7	реактивная	2,6		6,2
8	активная	1,0		3,6
8	реактивная	2,6		6,2
9	активная	1,1		3,0
9	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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Поверка

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.

Сведения о методах измерений

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