| Номер в госреестре | 75685-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МСК Энерго" в части электроснабжения ЗАО "Прииск Удерейский" |
| Изготовитель | ООО "Энергосистемы", 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) ООО «МСК Энерго» в части электроснабжения ЗАО «Прииск Удерейский» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) « АльфаТ ЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для измерительных каналов (ИК) №№ 7, 8 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на преобразователь интерфейсов и далее по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet - на сервер. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующий модем и 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, накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «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 электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков и часы сервера. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сравнение часов сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа!ЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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 с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «Альфа!ЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.08 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Измерительные компоненты | Метрологические характеристики ИК | |||||||
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | Сервер | Вид электро энергии | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110 кВ Партизанская, ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ, Т-31 | ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 100/5 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 | Актив ная | 1,3 | 3,3 | |
| Рег. № 3690-73 | Рег. № 19813-00 | Рег. № 36697-08 | Реактив | 2,5 | 5,6 | |||
| Фазы: А; С | Фазы: АВС | ная | ||||||
| 2 | ПС 110 кВ Партизанская, ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ, Т-41 | ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 100/5 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 | Актив ная | 1,3 | 3,3 | |
| Рег. № 3690-73 | Рег. № 19813-00 | Рег. № 36697-08 | Реактив | 2,5 | 5,6 | |||
| Фазы: А; С | Фазы: АВС | ная | ||||||
| 3 | ПС 110 кВ Партизанская, ОРУ-35 кВ, 2 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ, Т-51 | ТФН-35М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | HPE ProLiant ML10 Gen9 | Актив ная Реактив ная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 4 | ПС №2 Василёк 35 кВ, РУ-0,4 кВ, | Меркурий 234 ARTM-02 PB.R Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 48266-11 | Актив ная | 1, 1 | 3,3 | |||
| ввод 0,4 кВ Т-1 | Реактив ная | 2,2 | 6,2 | |||||
| ПС №41 Васильки 35 кВ, КРУ-2 35 кВ, 2 СШ 35 кВ, ввод 35 кВ | GI-36 | GZ-36 | Актив | |||||
| 5 | Кл.т. 0,5 200/5 | Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | ная | 1, 1 | 3,0 | ||
| Рег. № 28402-04 Фазы: А; В; С | Рег. № 28405-04 Фазы: А; С | Рег. № 36697-08 | Реактив ная | 2,3 | 4,7 | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | ПС №39 35 кВ, ОРУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-1 | ТОЛК-6 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Меркурий 234 ART-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | HPE ProLiant ML10 Gen9 | Актив ная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 7 | ПС №21 35 кВ, ОРУ-6 кВ, яч.21-01 | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 75/5 Рег. № 47958-16 Фазы: А; С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | Актив ная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 | |
| 8 | ПС №1 35 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | Т-0,66 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | - | Меркурий 234 ARTM-03 PB.R Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 48266-11 | Актив ная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,2 5,6 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. | ||||||||
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 на интервале времени 30
мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.
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. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 8 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином | |
| ток, % от 1ном | от 90 до 110 |
| коэффициент мощности СОБф | от 5 до 120 |
| частота, Гц | от 0,5 до 1,0 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от -45 до +40 |
| для ИК №№ 4, 6-8 | от 0 до +40 |
| для остальных ИК | от +10 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа Меркурий 234: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| для счетчиков типа Меркурий 234: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 170 |
| при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| для сервера: 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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность 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); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки 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 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-У1 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТФН-35М | 2 |
| Трансформаторы тока | GI-36 | 3 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОЛК-6 | 2 |
| Трансформаторы тока проходные | ТПЛ-10-М | 2 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | GZ-36 | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Счетчики электрической энергии статические трехфазные | Меркурий 234 | 5 |
| Сервер | HPE ProLiant ML10 Gen9 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-172-2019 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНСТ.411711.197.ФО | 1 |
осуществляется по документу МП ЭПР-172-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МСК Энерго» в части электроснабжения ЗАО «Прииск Удерейский». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 05.06.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «МСК Энерго» в части электроснабжения ЗАО «Прииск Удерейский», свидетельство об аттестации № 197/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МСК Энерго» в части электроснабжения ЗАО «Прииск Удерейский»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 16.09.2024 |
