| Номер в госреестре | 79196-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Святогор" |
| Изготовитель | АО "Энергопромышленная компания", г. Екатеринбург |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Святогор» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Святогор», сбора, хранения и обработки полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанных в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер АИИС КУЭ с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:
активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
Сервер АИИС КУЭ при помощи ПО автоматически с заданной периодичностью или по запросу опрашивает счетчики электрической энергии и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Считывание сервером АИИС КУЭ данных из счетчиков электрической энергии осуществляется посредством оптической связи, а также сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт.
Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется через измерительно-вычислительный комплекс учета электроэнергии ЗАО «Энергопромышленная компания» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 52065-12 (далее - рег.№)). Передача информации в ИВК ЗАО «Энергопромышленная компания» осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. В качестве источника точного времени в системе используется комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (рег.№ 49933-12), который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) и обеспечивает предоставление информации о текущем времени в протоколе NTP.
Сличение показаний времени часов сервера с источником точного времени осуществляется каждый час, коррекция часов сервера производится автоматически при отклонении времени на величину более ±0,6 с. Сравнение показаний часов счетчика с сервером осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более 3 с. Передача информации от счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют не более 1 с.
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО 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 Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав И
К АИИС КУЭ ОАО «Святогор»
| Номер ИК | Наименование объекта | Состав ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | |||||||
| ТТ | ТН | Счетчик | § | Границы интервала основной погрешности, (±5), %, | Границы интервала погрешности, в рабочих условиях (±5),% | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |||
| 1 | ПС 110 кВ Красноуральск, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, Ввод №1 6 кВ, яч. 15 | тип | ТОЛ-10М-3 | тип | ЗНОЛП-СВЭЛ-6М | тип | СЭТ-4ТМ.03М | Сервер АИИС КУЭ | Активная Реактивная | 0,8 1,7 | 1,5 2,4 |
| Коэф.тр | 4000/5 | Коэф.тр | 6000/V3/100/V3 | ||||||||
| Кл.т. | 0,2S | Кл.т. | 0,5 | Кл.т. | 0,2S/0,5 | ||||||
| Рег. № | 47959-16 | Рег. № | 67628-17 | Рег. № | 36697-17 | ||||||
| 2 | ПС 110 кВ Красноуральск, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ, Ввод №2 6кВ, яч. 18 | тип | ТОЛ-10М-3 | тип | ЗНОЛП-СВЭЛ-6М | тип | СЭТ-4ТМ.03М | Активная Реактивная | 0,8 1,7 | 1,5 2,4 | |
| Коэф.тр | 4000/5 | Коэф.тр | 6000/V3/100/V3 | ||||||||
| Кл.т. | 0,2S | Кл.т. | 0,5 | Кл.т. | 0,2S/0,5 | ||||||
| Рег. № | 47959-16 | Рег. № | 67628-17 | Рег. № | 36697-17 | ||||||
Продолжение таблицы 1
to
TI
о
TI
<т>
*1
TI
<т>
*1
н
Я
я
н
Я
я
н
Я
я
и
н
и
н
и
н
ПС 110 кВ Красноуральск, ЗРУ-6 кВ, 5СШ, СВ №3, яч.59
о
►S'
н
43
ПС 110 кВ «Красноуральск», ЗРУ-6 кВ, 4 СШ, Ввод №4 6кВ, яч. 38
о
►S'
н
43
ПС 110 кВ Красноуральск, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ, Ввод №3 6 кВ, яч. 31
о
►S'
н
43
Н
Я
О
н
О
н
О
-р*.
^1
VO
VO
-р*.
^1
VO
VO
-р*.
VO
VO
-р*.
о
о
о
-р*.
о
о
о
о
"to
сл
о
о
о
о
"to
сл
о
"to
сл
Ov
Ov
Ov
TI
<т>
TI
<т>
TI
<т>
о
н
43
о
Q
н
43
о
Q
н
43
Н
Я
я
Н
Я
я
Н
Я
я
со
к
о
со
к
о
со
к
о
Ov
о
о
о
Ov
о
о
о
Ov
о
о
о
о\
■о
ON
to
00
о\
■о
Ov
to
00
о\
■о
Ov
to
00
JO
JO
JO
о
Ю
(J
■
Ov
0 Ю
(J
1
Ov
0 ю
(J
1
ON
о
о
о
о
о
о
TI
<т>
ю*
TI
<т>
ю*
TI
<т>
ю*
н
я
я
н
я
я
н
я
я
0
(J
н
1
-р*.
н
0
(J
H
1
H
0
(J
н
1
H
OJ
Ov
Ov
VO
^1
I
^1
LtJ
Ov
On
VO
^1
I
^1
LtJ
Ov
Ov
VO
^1
I
^1
о
"to
сл
jo
'ui
о
"to
c«
о
'ui
о "to ся
о
'ui
о
LtJ
о
LtJ
о
LtJ
Сервер АИИС КУЭ
Ov
Tf
o>
рэ
3
я
CO
я
F
hd
o>
p
я
Cd
я
p
hd
o>
p
я
Cd
я
p
>
n
s
Cd
X
03
>
n
s
Cd
X
03
>
n
я
Cd
я
p
JO
Ъо
JO
Ъо
JO
Ъо
to
to
VO
to
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |||
| 6 | и" Э о 1 оук О к ''О ^ Ут ЛРМ О | тип | ТПОЛ-10М-3 | тип | ЗНОЛП-СВЭЛ-6М | тип | СЭТ-4ТМ.03М | Сервер АИИС КУЭ | Активная Реактивная | 0,8 1,7 | 1,5 2,4 |
| Коэф.тр | 3000/5 | Коэф.тр | 6000/V3/100/V3 | ||||||||
| Кл.т. | 0,2S | Кл.т. | 0,5 | Кл.т. | 0,2S/0,5 | ||||||
| Рег. № | 47959-16 | Рег. № | 67628-17 | Рег. № | 36697-17 | ||||||
| 7 | ПС 110кВ Волковская, ЗРУ-6кВ, ввод №1 6 кВ, яч. 4 | тип | ТПОЛ-10 | тип | НТМИ-6-66 | тип | A1805RL-P4GB- DW-3 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | 3,2 5,5 | |
| Коэф.тр | 600/5 | Коэф.тр | 6000/100 | ||||||||
| Кл.т. | 0,5 | Кл.т. | 0,5 | Кл.т. | 0,5S/1,0 | ||||||
| Рег. № | 1261-59 | Рег. № | 2611-70 | Рег. № | 31857-06 | ||||||
| 8 | ПС 110кВ Волковская, ЗРУ-6кВ, ввод №2 6 кВ, яч. 22 | тип | ТПОЛ-10 | тип | НТМИ-6-66 | тип | A1805RL-P4GB- DW-3 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | 3,2 5,5 | |
| Коэф.тр | 1000/5 | Коэф.тр | 6000/100 | ||||||||
| Кл.т. | 0,5 | Кл.т. | 0,5 | Кл.т. | 0,5S/1,0 | ||||||
| Рег. № | 1261-59 | Рег. № | 2611-70 | Рег. № | 31857-06 | ||||||
| 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 минут. 3 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 метрологических характеристик. 4 Допускается замена источника точного времени на аналогичные утвержденных типов. 5 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 6 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений. 7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||||||||
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 8 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 99 до 101 |
| - сила тока, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности, cosp | 0,9 |
| температура окружающей среды °C: | |
| - для счетчиков активной энергии | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| - сила тока, % от 1ном: | |
| - для ИК № 1-6 | от 2 до 120 |
| - для ИК № 7-8 | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности, coscp | 0,8 емк |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -40 до +70 |
| - для счетчиков | |
| ИК № 1-8 | от +10 до +25 |
| - для сервера | от +15 до +20 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | 2 |
| Электросчетчики A1805RL-P4GB-DW-3: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | 2 |
| сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 80 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | 1 |
| Глубина хранения информации электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки каждого массива, сутки, не менее электросчетчики A1805RL-P4GB-DW-3: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки каждого массива, | 113,7 |
| сутки, не менее | |
| ИВК: | 113,7 |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий счетчика фиксируются факты: журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счётчике;
- пропадание напряжения пофазно;
Защищённость применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
наличие защиты информации на программном уровне при хранении, передаче, параметрировании:
- пароль на счётчике электрической энергии;
- пароль на сервере АРМ.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- АРМ (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом цифровой печати.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование (тип) | Обозначение | Кол-во |
| Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОЛП-СВЭЛ-6М | 12 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Измерительный трансформатор тока | ТОЛ-10М-3 | 12 |
| Измерительный трансформатор тока | ТПОЛ-10М-3 | 6 |
| Измерительный трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| Счетчик активной и реактивной электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 6 |
| Счетчик активной и реактивной электрической энергии | A1805RL-P4GB-DW-3 | 2 |
| Сервер АИИС КУЭ | 1 | |
| Комплекс измерительно-вычислительный | СТВ-01 | 1 |
| Методика поверки | МП 201-024-2020 | |
| Программное обеспечение | АльфаЦЕНТР | 1 |
| Формуляр | ЭПК 1288/16-1.ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 201-024-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Святогор». Методика поверки», утвержденный ФГУП «ВНИИМС» «13» апреля 2020 г. Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики Альфа А1800 по документам: МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 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» в апреле 2017 г.;
- СТВ-01 - по документу МП 49933-12 «Комплексы измерительно-вычислительные СТВ-
01. Методика поверки», утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16.12.2011 г.
- блок коррекции времени ЭНКС-2, рег. № 37328-15.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Метод измерений приведен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Святогор», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.02.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Святогор»
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 | 4 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
