Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (6 очередь)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (6 очередь) (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.

Описание

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), 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 комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, передача информации на АРМ. При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН

осуществляется в счетчиках, на сервере данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.

Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

Передача информации от сервера или АРМ коммерческому оператору с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, системному оператору и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. 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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты

данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Эне

а»

р

е

ф

с

о

г

р

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчики

УСВ

Сервер

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

2БКТП ТМ-3-1452п 10 кВ, РУ-10 кВ, СШ 10 кВ, Ввод

Т0Л-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 40/5

Рег. № 51623-12

ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 69604-17

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

Актив

ная

Реак-

1,3 2, 5

3,3

5,6

10 кВ

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

2

ТП-Т7-80п 10 кВ, РУ-10 кВ, СШ 10 кВ, Ввод 10 кВ

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 40/5

ЗхЗН0Л-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2

10000/V3/100/V3

Меркурий 234 ARTM-00 PB.G Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 48266-11

Актив

ная

1,1

3,2

Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С

Рег. № 71707-18 Фазы: АВС

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

Реак

тивная

2,2

5,6

ТП 5034 10

ТТН100 Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М.16

Актив

ная

1,0

3,2

3

кВ, РУ-0,4 кВ,

1000/5

-

Кл.т. 0,5 S/1,0

Ввод 0,4 кВ

Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С

Рег. № 36355-07

Реак

тивная

2, 1

5,5

ТТН100

Актив-

ТП 4813 10

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05.16

ная

1,0

3,2

4

кВ, РУ-0,4 кВ,

1000/5

-

Кл.т. 0,5 S/1,0

Ввод 0,4 кВ

Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С

Рег. № 27779-04

Реак

тивная

2, 1

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТТН60

Актив-

ТП 4813А 10

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05.16

ная

1,0

3,2

5

кВ, РУ-0,4 кВ,

600/5

-

Кл.т. 0,5 S/1,0

Ввод 0,4 кВ

Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С

Рег. № 27779-04

Реак

тивная

2, 1

5,2

ВРУ-0,4 кВ

6

Федерация мотоциклетного спорта Пензенской области, СШ 0,4 кВ, Ввод

Меркурий 236 ART-02 PQRS Кл.т. 1,0/2,0

Актив

ная

1,0

3,2

Рег. № 47560-11

Реак

тивная

2,0

6,1

0,4 кВ

7

ВЛ 10 кВ №6 Студеновская, Оп. №19, В Л 10 кВ ТП 426п, Рекло-узер 10 кВ

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 50/5

Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-К-10 У2 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 57686-14 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

ПС 110 кВ

Колышлей,

ТОЛ-10-1

НАМИТ-10

Актив-

ЗРУ-10 кВ,

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

ная

1,3

3,3

8

СШ 10 кВ, Яч.

75/5

10000/100

Кл.т. 0,5S/1,0

№7, ВЛ 10 кВ

Рег. № 47959-16

Рег. № 16687-02

Рег. № 36697-08

Реак-

2,5

5,6

№7 Птице-

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

фабрика

9

ВЛ 10 кВ №26 Пограничная, Оп. №27, ВЛ

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 100/5

ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Меркурий 234 ARTM2-00 DPB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

Актив

ная

1,1

3,0

10 кВ ТП 1,

Рег. № 69606-17

Рег. № 69604-17

Реак-

2,3

4,7

ПКУ 10 кВ

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТП-2169п 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ

ТС 12

Актив-

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.11

ная

1,0

3,2

10

2500/5

-

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 26100-03

Рег. № 36697-08

Реак-

2, 1

5,5

Фазы: А; B; С

тивная

ТП-2169п 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ

ТС 12

Актив-

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.11

ная

1,0

3,2

11

2500/5

-

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 26100-03 Фазы: А; B; С

Рег. № 36697-08

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

Реак

тивная

2, 1

5,5

12

ТП КЗ-1-229 10 кВ, РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1

ТОЛ-СВЭЛ-10 Кл.т. 0,5 50/5

ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

Рег. № 42663-09

Рег. № 47583-11

Рег. № 36697-12

Реак-

2,5

5,6

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

ВЛ 10 кВ В-3,

ТОЛ-СЭЩ-10

ЗНОЛ

Актив-

13

Оп. №58, ВЛ 10 кВ ТП В-3-

Кл.т. 0,5 100/5

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5

ная

1,1

3,0

134п, КРН-10

Рег. № 32139-06

Рег. № 33044-08

Рег. № 36697-17

Реак-

2, 3

4, 7

кВ

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях времени UTC(SU)

относительно шкалы

±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 ^ом; cos9 = 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 УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также 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

1

2

Количество ИК

13

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

от 95 до 105

ток, % от !ном

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

ток, % от !ном

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от +5 до +35

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК, СЭТ-4ТМ.03М

(Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде

36697-12):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типов Меркурий 234, Меркурий 236, СЭТ-4ТМ.02М

(Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде

36697-17):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М

(Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде

36697-08), СЭТ-4ТМ.02М (Регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде 36697-08):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

1

2

Глубина хранения информации:

для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05М,

СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

10

для счетчиков типов Меркурий 234, Меркурий 236:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

170

при отключении питания, лет, не менее

10

для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

56

при отключении питания, лет, не менее

10

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 счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчиков 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).

Знак утверждения типа

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

Комплектность

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

Количеств о, шт./экз.

1

2

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

5

Трансформаторы тока

ТОЛ-НТЗ-10

9

Трансформаторы тока

ТТН100

6

Трансформаторы тока

ТТН60

3

Трансформаторы тока опорные

ТОЛ-10-1

2

Трансформаторы тока

ТС 12

6

Трансформаторы тока

ТОЛ-СВЭЛ-10

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-НТЗ-10

9

Трансформаторы напряжения

3хЗНОЛ-СЭЩ-10

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-К-10 У2

3

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

2

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 234

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05

2

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 236

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02М

3

Устройства синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

1

Методика поверки

МП ЭПР-294-2020

1

Паспорт-формуляр

33178186.411711.006.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-294-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (6 очередь). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»

12.10.2020 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - 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 Меркурий 234 - по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки» с изменением № 2, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.08.2017 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - с методикой поверки ИЛГШ.411152.126РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2005 г.;

-    счетчиков Меркурий 236 - по документу АВЛГ.411152.034 РЭ1 «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 236». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки» с изменением № 1, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 15.08.2016 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-08) - с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-17) - 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.;

-    УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;

-    блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);

-    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.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «НЭК» (6 очередь)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «НЭК» (6 очередь)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание