• Главная
  • Госреестр средств измерений
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" ГТ-ТЭЦ "Орловская" и ГТ-ТЭЦ "Мичуринская"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" ГТ-ТЭЦ "Орловская" и ГТ-ТЭЦ "Мичуринская" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" ГТ-ТЭЦ "Орловская" и ГТ-ТЭЦ "Мичуринская" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 65099-16 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 001. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "ЭнергоСервис", г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" ГТ-ТЭЦ "Орловская" и ГТ-ТЭЦ "Мичуринская" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" ГТ-ТЭЦ "Орловская" и ГТ-ТЭЦ "Мичуринская" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
65099-16
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" ГТ-ТЭЦ "Орловская" и ГТ-ТЭЦ "Мичуринская"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "ЭнергоСервис", г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 001
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ «Орловская» и ГТ-ТЭЦ «Мичуринская» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2. 2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325L (далее – УСПД), устройство синхронизации системного времени УССВ и каналообразующую аппаратуру. 3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер с программным обеспечением (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ, автоматизированное рабочее место, расположенные в центре сбора и обработки информации (далее – ЦСОИ) АО «ГТ Энерго», а также каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ. Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт·ч. Для ИК №№ 1, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер, расположенный в ЦСОИ АО «ГТ Энерго», по каналу связи сети Ethernet (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счётчиков посредством Ethernet-коммутатора по каналу связи сети Ethernet (основной канал связи) поступает на сервер, расположенный в ЦСОИ АО «ГТ Энерго». При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM. На сервере, расположенном в ЦСОИ АО «ГТ Энерго», осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчетных документов. Передача информации от сервера, расположенного в ЦСОИ АО «ГТ Энерго», в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, ОАО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» 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 охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени на базе УССВ-35HVS, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемников. Сравнение показаний часов УСПД с УССВ, расположенным в ПС 110/10 кВ Северная, осуществляется 1 раз в 30 минут, корректировка часов УСПД производится при расхождении с УССВ на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов сервера, расположенного в ЦСОИ АО «ГТ Энерго», с соответствующим УССВ, осуществляется 1 раз в 30 минут, корректировка часов сервера производится при расхождении с УССВ на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД (для ИК №№ 1, 2) производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера, расположенного в ЦСОИ АО «ГТ Энерго», (для ИК №№ 3, 4, 5, 6) производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов сервера на величину более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки. Для ИК №№ 1, 2 передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера, и для ИК №№ 3, 4, 5, 6 – от счётчиков электрической энергии до сервера реализована с помощью каналов связи. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с. Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПОAmrser-ver.exeAmrc.exeAmeta.exeCdbora2.dllEncrypt-dll.dllAlpha-mess.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО15.04.01
Цифровой идентификатор ПО101c059a8cd564abdb880ddb18ffbbbcb03481e54f4a2dd5799a898c94330c3ab4fad823d4c020113d79b9d54bf632ab39c3cefbdbb1f5a47082b8a947bdea760939ce05295fbcbbba400eeae8d0572cb8c331abb5e34444170eee9317d635cd
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 — Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИКНомер точки измеренийНаименование точки измеренийИзмерительные компонентыСерверВид электроэнергииМетрологические характеристики ИК*
1234567891011
АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ «Орловская»
11.1ПС 110/10 кВ «Северная», ГРУ-10 кВ, 1С-10 кВ, яч.3CTS 12 1250/5 Кл.т. 0,5 Госреестр № 38209-08TJP 4.1 10000:√3/100:√3 Кл.т. 0,5 Госреестр № 51401-12ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Госреестр № 46634-11RTU-325L Госреестр № 37288-08HP ProLiant ML370активная реактивная1,3 2,53,4 5,9
21.2ПС 110/10 кВ «Северная», ГРУ-10 кВ, 2С-10 кВ, яч.4CTS 12 1250/5 Кл.т. 0,5 Госреестр № 38209-08TJP 4.1 10000:√3/100:√3 Кл.т. 0,5 Госреестр № 51401-12ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Госреестр № 46634-11
Продолжение таблицы 2
1234567891011
АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ «Мичуринская»
31Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 1сКРУ-6 кВ, яч.13ARJP3/N2J 1250/5 Кл.т. 0,5 Госреестр № 50463-12VRQ3n/S2 6300:√3/100:√3 Кл.т. 0,5 Госреестр № 21988-01СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12—HP ProLiant ML370активная реактивная1,1 2,33,0 4,9
42Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 2сКРУ-6 кВ, яч.12ARJP3/N2J 1250/5 Кл.т. 0,5 Госреестр № 50463-12VRQ3n/S2 6300:√3/100:√3 Кл.т. 0,5 Госреестр № 21988-01СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12—
53Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 3сКРУ-6 кВ, яч.13ARJP3/N2J 1250/5 Кл.т. 0,5 Госреестр № 50463-12VRQ3n/S2 6300:√3/100:√3 Кл.т. 0,5 Госреестр № 21988-01СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12—
64Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 4сКРУ-6 кВ, яч.12ARJP3/N2J 1250/5 Кл.т. 0,5 Госреестр № 50463-12VRQ3n/S2 6300:√3/100:√3 Кл.т. 0,5 Госреестр № 21988-01СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12—
*Примечания: В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут. Основная погрешность рассчитана для следующих условий: параметры сети: напряжение (0,95–1,05)Uн; ток (1,0–1,2)Iн; cos(=0,9инд.; частота (50±0,2) Гц; температура окружающей среды: (20±5) °С. Рабочие условия эксплуатации: Для ТТ и ТН: параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9–1,1)Uн1; диапазон силы первичного тока (0,05–1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5–1,0 (0,5–0,87); частота (50±0,2) Гц; температура окружающего воздуха от - 45 до + 40 °С; относительная влажность воздуха не более 98 % при + 25 °С; атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа. Для счетчиков электрической энергии: параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9–1,1)Uн2; диапазон силы вторичного тока (0,01–1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5–1,0 (0,5–0,87); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл; температура окружающего воздуха от - 40 до + 60 °С; относительная влажность воздуха не более 90 % при + 30 °С; атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа. Для аппаратуры передачи и обработки данных: параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц; температура окружающего воздуха от - 10 до + 55 °С; относительная влажность воздуха не более 95 % при + 30 °С; атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % Iном cos(=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от - 10 до + 35 °С. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК – среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч; счётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч; RTU-325L – среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=24 ч; УССВ – среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч; сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч. 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. журнал УСПД: 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: счетчика электрической энергии; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; УСПД; сервера. защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: счетчика электрической энергии; УСПД; сервера. Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); УСПД (функция автоматизирована); ИВК (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). Глубина хранения информации: счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания – не менее 5 лет; счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания – не менее 5 лет; RTU-325L – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания – не менее 3,5 лет; сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонентаТип компонентаКоличество, шт.
Трансформаторы токаCTS6
Трансформаторы токаARJP3/N2J12
Трансформаторы напряженияTJP6
Трансформаторы напряженияVR12
Счетчики электрической энергии многофункциональныеПСЧ-4ТМ.05МК2
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М4
Устройства сбора и передачи данныхRTU-325L1
Устройства синхронизации системного времениУССВ2
СерверHP ProLiant ML3701
Методика поверки—1
Паспорт-формулярЭНСР.411711.042.ПФ1
Поверкаосуществляется по документу МП 65099-16 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ «Орловская» и ГТ-ТЭЦ «Мичуринская». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» в августе 2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ. Документы на поверку измерительных компонентов: ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»; ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»; счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК – в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.; счетчик СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.; RTU-325L – в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г. Основные средства поверки: радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04; переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01; термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от - 20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ 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.
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «ЭнергоСервис» (ООО «ЭнергоСервис») Адрес: 119607, г. Москва, ул. Раменки, дом 17, корпус 1, офис 15 ИНН 7705957842 Тел. (985) 129-94-39
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Курской области» (ФБУ «Курский ЦСМ») Адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а Тел./факс: (4712) 53-67-74 E-mail: kcsms@sovtest.ru Аттестат аккредитации ФБУ «Курский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30048-11 от 15.08.2011 г.