| Номер в госреестре | 74480-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нытва" |
| Изготовитель | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нытва» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ОАО «Нытва», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ-3), программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера», АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка.
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 входы сервера БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер баз данных ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка. АРМ энергосбытовой организации -субъекта оптового рынка отправляет с использованием ЭП данные отчеты в формате XML по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP в АО «АТС». Сервер баз данных ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ, всем заинтересованным субъектам и другим заинтересованным лицам в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-3, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-
3 не более ±1 с. УСВ-3 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени УСВ-3 не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» 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.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики_
| о, е ме о К | Измерительные компоненты | Метрологические характеристики ИК | ||||||
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСВ | Вид электроэне ргии | Основна я погрешн ость, % | Погреш ность в рабочих условия х, % | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110/6 кВ Гранит, РУ-6 кВ,1 сш., яч.4 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 50058-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1 ,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 | |
| 2 | ПС 110/6 кВ Гранит, РУ-6 кВ,2 сш., яч.18 | ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1 ,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 | |
| 3 | ПС 35/6 кВ Нытва, РУ-6 кВ, 1сш.,яч.8 | ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 51644-12 | активная реактивная | ±1 ,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 4 | ПС 35/6 кВ Нытва, РУ-6 кВ, 1сш.,яч.11 | ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4 ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная реактивная | ±1 ,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 | |
| 5 | ПС 35/6 кВ Нытва, РУ-6 кВ, 1сш.,яч.5 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4 ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная реактивная | ±1 ,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 | |
| 6 | ПС 35/6 кВ Нытва, РУ-6 кВ, 2сш.,яч.21 | ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1 ,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ПС 35/6 кВ | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4 ТМ.05МК.00 | активная | ±1,2 | ±3,3 | ||
| 7 | Нытва, РУ-6 кВ, 2сш.,яч.24 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | |||
| ПС 35/6 кВ | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4 ТМ.05МК.00 | активная | ±1,2 | ±3,3 | ||
| 8 | Нытва, РУ-6 кВ, 2сш.,яч.20 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | |||
| 9 | РУ 31-6 кВ, | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 | ПСЧ-4 ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная | ±1,2 | ±3,3 | |
| 1сш., яч.3 | Ктт 150/5 Рег. № 1276-59 | Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | |||
| 10 | РУ 31-6 кВ, | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 | ПСЧ-4 ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | УСВ-3 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 2сш., яч.24 | Ктт 150/5 Рег. № 1276-59 | Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | Рег. № 51644-12 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | ||
| 11 | РУ 85-6 кВ, | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 | ПСЧ-4 ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная | ±1,0 | ±3,3 | |
| 2сш., яч.5 | Ктт 150/5 Рег. № 2473-69 | Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87 | реактивная | ±2,6 | ±5,7 | |||
| РП 0,4 кВ КНС 5 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 52667-13 | ПСЧ-4 ТМ.05МК.04 | активная | ±1,0 | ±3,3 | |||
| 12 | МУП «ЖКХ», | - | Кл. т. 0,5S/1,0 | |||||
| ввод 0,4 кВ | Рег. № 64450-16 | реактивная | ±2,4 | ±5,7 | ||||
| РП-0,4 кВ | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 | |||||||
| УСиП, КЛ-0,4 | ПСЧ-4 ТМ.05МК.04 | активная | ±1,0 | ±3,3 | ||||
| 13 | кВ в сторону | - | Кл. т. 0,5S/1,0 | |||||
| гидротехническо го сооружения | Рег. № 71031-18 | Рег. № 64450-16 | реактивная | ±2,4 | ±5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 14 | РП 13-1 0,4 кВ, | Т-0,66 Кл. т. 0,5S | ПСЧ-4 ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная | ±1,0 | ±3,3 | ||
| сш.0,4 кВ, яч.2 | Ктт 400/5 Рег. № 52667-13 | реактивная | ±2,4 | ±5,7 | ||||
| 15 | РП 13-1 0,4 кВ, | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S | ПСЧ-4 ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная | ±1,0 | ±3,3 | ||
| сш.0,4 кВ, яч.5 | Ктт 200/5 Рег. № 71031-18 | реактивная | ±2,4 | ±5,7 | ||||
| РП 13-1 0,4 кВ, | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 71031-18 | УСВ-3 Рег. № 51644-12 | ||||||
| сш.0,4 кВ, яч.2, | ПСЧ-4 ТМ.05МК.04 | активная | ±1,0 | ±3,3 | ||||
| 16 | КЛ в сторону КНС 2 МУП «ЖКХ» | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | реактивная | ±2,4 | ±5,7 | |||
| 17 | РП 13-1 0,4 кВ, | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S | ПСЧ-4 ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная | ±1,0 | ±3,3 | ||
| сш.0,4 кВ, яч.4 | Ктт 200/5 Рег. № 71031-18 | реактивная | ±2,4 | ±5,7 | ||||
| РП 0,4 кВ КНС 2 | ПСЧ-4 ТМ.05МК.20 | активная | ±1,1 | ±3,2 | ||||
| 18 | МУП «ЖКХ», | - | - | Кл. т. 1,0/2,0 | ||||
| ввод 0,4 кВ | Рег. № 64450-16 | реактивная | ±2,4 | ±6,4 | ||||
| Пределы допускаемой погрешности 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 cosj = 0,8 инд 1=0,02(0,05) 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 18 от 0 до плюс 40 °C.
4. 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 2 метрологических характеристик.
5. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.
6. 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 18 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | 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 1ном | от 2 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 +65 |
| - 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-4 ТМ.03М | 140000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05МК.04, | |
| ПСЧ-4ТМ.05МК.20 | 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, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| 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;
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 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 14 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 8 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 12 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4 ТМ.03М | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 7 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 007-2019 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.616 ПФ | 1 |
осуществляется по документу МП 007-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нытва». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 13.02.2019 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» и или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3.. .35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «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.;
- счетчиков ПСЧ-4 ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05МК.04, ПСЧ-4ТМ.05МК.20 - по документу ИЛГШ.411152.167.РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 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) ОАО «Нытва», аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нытва»
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 | 21.11.2024 |
