| Номер в госреестре | 75477-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Юго-Западная ТЭЦ" - ПС 110 кВ Юго-Западная-1 |
| Изготовитель | Акционерное общество «Юго-Западная ТЭЦ» (АО «Юго-Западная ТЭЦ»), г. Санкт-Петербург |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Юго-Западная ТЭЦ» - ПС 110 кВ Юго-Западная-1 (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и переданной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами АО «Юго-Западная ТЭЦ», а также сбора, хранения и обработки полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (1 раз в сутки, 1 раз в месяц) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин, сутки, месяц);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, электронных ключей, программных паролей);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация и коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ТУ4228.011-29056091-06 и ТУ4228.011-29056091-11, в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя в качестве устройства сбора и передачи данных контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 (далее - контроллер), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2 (далее УСВ-2), сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
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 без учета коэффициента трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы контроллера, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллерам устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Сервер баз данных обеспечивает сбор измерительной информации с контроллеров. В системе предусмотрен доступ к базе данных сервера со стороны АРМ и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
Система выполняет непрерывное измерение приращений активной и реактивной электрической энергии, измерение текущего времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального энергопотребления.
Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. Для синхронизации шкалы времени в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2. УСВ-2 синхронизирует часы по сигналам точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС). УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. В случае выхода из строя устройства УСВ-2 синхронизация времени выполняется по протоколу NTP от открытого тайм-сервера ФГУП «ВНИИФТРИ», подключенного к Государственному первичному эталону времени. Переключение на резервный канал синхронизации времени производится вручную.
Сервер БД периодически, но не реже 1 раз в час, сравнивает свое время со временем УСВ-2, в случае расхождения, превышающего ±1 с, производит коррекцию в соответствии со временем УСВ-2. Коррекция часов контроллера осуществляется со стороны сервера АИИС КУЭ и проводится при расхождении часов контроллера и сервера АИИС КУЭ более чем на ±0,5 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов контроллера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и контроллера более чем на ±3 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и контроллера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационные наименования модулей ПО | CalcClients.dll; CalcLeakage.dll; CalcLosses.dll; Metrology.dll; ParseBin.dll; ParseIEC.dll; ParseModbus.dll; ParsePiramida.dll; SynchroNSI.dll; VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Метрологические характеристики ИК | ||||||||
| ИКр е ме о Н | Наимено вание присое динения | ТТ | ТН | Счётчик | Контрол лер/ УССВ | Вид электриче ской энергии | Границы допускае мой основной относительной погрешности, % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1.7 | КЛ 110 кВ ЮгоЗападная ТЭЦ -Жемчужная № 1 | ELK-CTO L 500/1 0,2S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 33113-06 | STE/ 3/123 110000/V3/100/V3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 33110-06 | А1802RALQ-P4GB-DW-4 !ном ([макс) = 1 (10) А Шом =3х57.7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S ГОСТ 52323-2005 по реактивной -0,5 ТУ4228.011-29056091-09 Рег. № 31857-06 | 0 - 5/81 006 ^ 5 С 24 8 Д со л о <N . S ^ ft О <N е-РВ С У | активная реактивная | ±0,8 ±1,4 | ±1,0 ±1,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1.8 | КЛ 110 кВ ЮгоЗападная ТЭЦ-Жемчужная № 2 | ELK-CTO 500/1 0,2S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 49474-12 | EGK 170-3/VT2 110000/^3/100/^3В 0,2 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 41073-09 | А1802RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 1 (10) А Ином =3х57.7/100 В класс точности: по активной энергии -0,2S ГОСТ 52323-2005 по реактивной -0,5 ТУ4228.011-29056091-11 Рег. № 31857-11 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 | активная реактивная | ±0,8 ±1,4 | ±1,1 ±1,9 |
| Примечания: 1 Характеристики границ допускаемых относительных погрешностей ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном, cosj = 0,8инд. 4 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, контроллеров, УССВ 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 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии - владельце АИИС КУЭ порядке. Изменения вносят в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 6 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы ±5 с. | ||||||||
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 0,98 до 1,02 |
| ток, % от 1ном | от 1,0 до 1,2 |
| 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 0,9 до 1,1 |
| ток, % от 1ном | от 0,2 до 1,2 |
| коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| частота, Гц | от 49,9 до 50,1 |
| температура окружающей среды, °С | |
| для ТТ и ТН, | от +5 до +30 |
| в месте расположения счетчиков | от +5 до +30 |
| в месте расположения сервера БД | от +21 до +25 |
| Среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
| счетчиков А1800 | 120000 |
| трансформаторов тока ELK-CTO L,ELK-CTO | 219000 |
| трансформаторов напряжения STE/ 3/123, EKG 170-3/VT2 | 219000 |
| сервера БД | 100000 |
| Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| 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.
Регистрация событий: в журналах событий счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике; в журнале сетевого корректора: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера;
защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче возможность использования цифровой подписи);
установка пароля на электросчетчик; установка пароля на УСПД; установка пароля на сервер БД.
Возможность коррекции времени в:
электросчетчиках (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервер БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о результатах измерений (функция автоматизирована); о состоянии средств измерений.
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ АО «Юго-Западная ТЭЦ» - ПС 110 кВ Юго-Западная-1 типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ АО «Юго-Западная ТЭЦ» - ПС 110 кВ Юго-Западная-1 представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ELK-CTO L | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ELK-CTO | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | STE/ 3/123 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | EGK 170-3/VT2 | 3 шт. |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Альфа A1802RALQ-F4GB -DW-4 | 2 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 2 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 шт. |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | 201-738-19.ПС | 1 экз. |
| В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИ комплектующие средства измерений | ИС КУЭ и на | |
осуществляется в соответствии с документом МИ 3000-2018 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - 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»;
- по МИ 3598-20018 Методика измерений потерь напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения в условиях эксплуатации;
- счетчиков Альфа A1802RALQ-Р4GB-DW-4 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2006 г;
- счетчиков Альфа A1802RALQ-F4GB-DW-4 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2005 г.;
- УСВ-2- по документу ВЛСТ 237.00.001 И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки» утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в мае 2010 г.;
- модуль коррекции времени типа МКВ-02Ц (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44097-10);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с модулем коррекции времени МКВ-02Ц;
- прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод.20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр универсальный ТПУ-2-2У (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16373-08);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
приведены в документе 207-738-19.МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Юго-Западная ТЭЦ» - ПС 110 кВ Юго-Западная-1. Свидетельство об аттестации № 1070/2203-(RA.RU.310494)-2019 от 30.04.2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Юго-Западная ТЭЦ» - ПС 110 кВ Юго-Западная-1
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 | 1 |
| Актуальность данных | 02.11.2025 |
