Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Комнедра"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66138-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Комнедра» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66138-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Комнедра" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 284 |
Производитель / Заявитель
АО "РЭС Групп", г.Владимир
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 66138-16: Описание типа СИ | Скачать | 108 КБ | |
| 66138-16: Методика поверки МП 206.1-217-2016 | Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Комнедра» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), сервер сбора данных (далее - СД) на базе контроллера сетевого индустриального СИКОН С50, автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000», каналообразующую аппаратуру и АРМ субъекта оптового рынка.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков для ИК №№ 1-2 поступает на входы сервера СД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналам связи на сервер БД.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков для ИК №№ 3-6 поступает на входы сервера БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка.
АРМ субъекта оптового рынка по сети Internet с использованием электронной подписи раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Коррекция часов сервера СД проводится при расхождении часов сервера БД и времени сервера СД более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков для ИК №№ 1-2 проводится при расхождении часов счетчиков и сервера СД более чем на ±2 с. Коррекция часов счетчиков для ИК №№ 3-6 проводится при расхождении часов счетчиков и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и сервера СД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета CalcClients.dll |
Не ниже 1.0.0.0 |
E55712D0B1B219065 D63DA949114DAE4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энергии/мощности CalcLeakage.dll |
Не ниже 1.0.0.0 |
B1959FF70BE1EB17C 83F7B0F6D4A132F | |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах CalcLosses.dll |
Не ниже 1.0.0.0 |
D79874D10FC2B156A 0FDC27E1CA480AC |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений Metrology.dll |
Не ниже 1.0.0.0 |
52E28D7B608799BB3 CCEA41B548D2C83 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе ParseBin.dll |
Не ниже 1.0.0.0 |
6F557F885B73726132 8CD77805BD1BA7 | |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК ParseIEC.dll |
Не ниже 1.0.0.0 |
48E73A9283D1E66494 521F63D00B0D9F | |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus ParseModbus.dll |
Не ниже 1.0.0.0 |
C391D64271ACF4055 BB2A4D3FE1F8F48 | |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида ParsePiramida.dll |
Не ниже 1.0.0.0 |
ECF532935CA1A3FD3 215049AF1FD979F | |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации SynchroNSI.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
530D9B0126F7CDC23 ECD814C4EB7CA09 | |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени VerifyTime.dll |
Не ниже 1.0.0.0 |
1EA5429B261FB0E28 84F5B356A1D1E75 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД/ УСВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 35 кВ Рогозинская, КРУ-35 кВ, Ввод 35-1 |
ТОЛ-НТЗ-35-11 Кл. т. 0,2S Ктт 150/5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-35 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
-/ УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,5 ±2,7 |
|
2 |
ПС 35 кВ Рогозинская, КРУ-35 кВ, Ввод 35-2 |
ТОЛ-НТЗ-35-11 Кл. т. 0,2S Ктт 150/5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-35 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,5 ±2,7 | |
|
3 |
ПС 35 кВ 15У, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, Яч.0, КЛ-6 кВ |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 25433-03 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
A1802RAL-P4GE-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,7 ±4,3 | |
|
4 |
ПС 35 кВ Сельхозкомплекс, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Яч.7, КЛ-10 кВ |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1276-59 |
ЗНОЛПМИ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,8 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ПС 35 кВ Сельхозкомплекс, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Яч.27, КЛ-10 кВ |
ТПЛ-10-М-1 Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 22192-07 |
ЗНОЛПМИ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
-/ УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,7 ±4,3 |
|
6 |
ПС 35 кВ 15У, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, Яч.17, КЛ-6 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 51623-12 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
А1805RAL-P4GВ-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,2 ±5,4 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
|
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд, !=0,02(0,05)-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-6 от 0 до плюс 40 °C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5. 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. 6. Допускается замена УСВ-3 на аналогичные утвержденных типов. 7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
6 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5инд до 0,8емк |
|
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -40 до +35 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,оС |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УСВ, оС |
от -25 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера СД и сервера БД, оС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) |
165000 |
|
для электросчетчиков A1802RAL-P4GB-DW-4, A1805RAL-P4GB-DW-4 (рег. № 31857-11) |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера СД и сервера БД 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;
- журналы сервера СД, сервера БД:
- изменения значений результатов измерений;
- изменения коэффициентов измерительных ТТ и ТН;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера СД;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счётчика;
- сервера СД;
- сервера БД
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Комнедра» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип (обозначение) |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-35-11 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
2 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М-1 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-НТЗ-35 УХЛ2 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛПМИ-10 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RAL-P4GB-DW-4 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RAL-P4GB-DW-4 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-217-2016 |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.669 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-217-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Комнедра». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 14 ноября 2016 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - по документу «Счетчики
электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков A1802RAL-P4GB-DW-4, A1805RAL-P4GB-DW-4 (рег. № 31857-11) - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
- энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
- миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;
- термогигрометр «Ива-6Н-КП-Д», Рег. № 46434-11;
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 25749.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документах: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Комнедра», «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Комнедра» в части измерительного канала № 5», аттестованных ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г. и «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Комнедра» в части измерительного канала № 6», аттестованной ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.
Нормативные документы
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
Смотрите также
