Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергоинвест" (ООО "РН-Энерго" ООО "Энергоинвест")
Номер в ГРСИ РФ: | 68967-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "КУРС", г.Уфа |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергоинвест» (ООО «РН-Энерго» ООО «Энергоинвест») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 68967-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергоинвест" (ООО "РН-Энерго" ООО "Энергоинвест") |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "КУРС", г.Уфа
Поверка
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
68967-17: Описание типа СИ | Скачать | 112.4 КБ | |
68967-17: Методика поверки МП К-17-07-П.АК-2017 | Скачать | 10.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергоинвест» (ООО «РН-Энерго» ООО «Энергоинвест») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, 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 -устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений электроэнергии (W, кВтч. Q, квар^ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на второй уровень системы по каналам связи сотового оператора GSM-стандарта.
На втором уровне выполняется обработка измерительной информации. в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. формирование и хранение поступающей информации. оформление отчетных документов. отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ. установленные в соответствующих службах. по сети Ethernet. Полный перечень информации. получаемой на АРМ. определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов сервера с единым координированным временем обеспечивается устройством синхронизации времени типа УСВ-2. УСВ-2 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Погрешность хода часов УСВ-2 не более +10-5 с. Сличение времени часов УСВ-2 и времени часов сервера АИИС КУЭ происходит при каждом сеансе связи и при расхождении времени часов УСВ-2 с временем часов сервера на ±1 с
выполняется их корректировка. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов сервера происходит при каждом опросе (каждые 30 минут) и при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера на ±2 с выполняется их корректировка.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «Энергоинвест» (ООО «РН-Энерго» ООО «Энергоинвест») используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят метрологически значимые модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ac metrology.dll |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.07.03 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Метрологические характеристики измерительных каналов (далее-ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСВ |
Основная погрешность, (±) % |
Погрешность в рабочих условиях, (±) % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
7 |
9 |
1 |
БРП-10кВ "Столбище" РУ-10кВ, 1 с.ш., яч. 5 |
ТЛК-10-9 Ктт= 100/5 Кл.т. 0,5 Рег.№09143-06 |
НАМИТ-10-2 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 48266-11 |
УСВ-2, Рег.№ 41681-10 |
активная реактивная |
1,2 1,9 |
1,3 2,0 |
2 |
БРП-10кВ "Столбище" РУ-10кВ, 2 с.ш., яч. 16 |
ТЛК-10-9 Ктт= 100/5 Кл.т. 0,5 Рег.№09143-06 |
НАМИТ-10-2 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 48266-11 |
активная реактивная |
1,2 1,9 |
1,3 2,0 | |
3 |
БРП-10кВ "Столбище" РУ-10кВ, 1 с.ш., яч. 6 |
ТЛК-10-9 Ктт= 100/5 Кл.т. 0,5 Рег.№09143-06 |
НАМИТ-10-2 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 48266-11 |
активная реактивная |
1,2 1,9 |
1,3 2,0 | |
4 |
БРП-10кВ "Столбище" РУ-10кВ, 2 с.ш., яч. 17 |
ТЛК-10-9 Ктт= 100/5 Кл.т. 0,5 Рег.№09143-06 |
НАМИТ-10-2 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 48266-11 |
активная реактивная |
1,2 1,9 |
1,3 2,0 | |
5 |
БРП-10кВ "Столбище" РУ-10кВ, 1 с.ш., яч. 8 |
ТЛК-10-9 Ктт= 100/5 Кл.т. 0,5 Рег.№09143-06 |
НАМИТ-10-2 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 48266-11 |
активная реактивная |
1,2 1,9 |
1,3 2,0 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
7 |
8 |
9 |
10 |
БРП-10кВ |
ТЛК-10-9 |
НАМИТ-10-2 |
Меркурий 234 |
1,2 |
1,3 | |||
6 |
"Столбище" |
Ктт= 100/5 |
Ктт= 10000/100 |
ARTM2-00 PB.R |
активная | |||
РУ-10кВ, 2 с.ш., яч. 14 |
Кл.т. 0,5 Рег.№09143-06 |
Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 48266-11 |
реактивная |
1,9 |
2,0 | ||
7 |
БРП-10кВ "Столбище" |
ТЛК-10-9 Ктт= 100/5 |
НАМИТ-10-2 Ктт= 10000/100 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R |
активная |
1,2 |
1,3 | |
РУ-10кВ, 1 с.ш., яч. 10 |
Кл.т. 0,5 Рег.№09143-06 |
Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 48266-11 |
УСВ-2 ,Рег.№ 41681-10 |
реактивная |
1,9 |
2,0 | |
8 |
БРП-10кВ "Столбище" |
ТЛК-10-9 Ктт= 100/5 |
НАМИТ-10-2 Ктт= 10000/100 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R |
активная |
1,2 |
1,3 | |
РУ-10кВ, 2 с.ш., яч. 13 |
Кл.т. 0,5 Рег.№09143-06 |
Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 48266-11 |
реактивная |
1,9 |
2,0 | ||
11 |
БРП-10кВ "Столбище" |
ТЛК-10-9 Ктт= 100/5 |
НАМИТ-10-2 Ктт= 10000/100 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R |
активная |
1,2 |
1,3 | |
РУ-10кВ, 1 с.ш., яч. 9 |
Кл.т. 0,5 Рег.№09143-06 |
Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 48266-11 |
реактивная |
1,9 |
2,0 | ||
12 |
БРП-10кВ "Столбище" |
ТЛК-10-9 Ктт= 100/5 |
НАМИТ-10-2 Ктт= 10000/100 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R |
активная |
1,2 |
1,3 | |
РУ-10кВ, 2 с.ш., яч. 15 |
Кл.т. 0,5 Рег.№09143-06 |
Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 48266-11 |
реактивная |
1,9 |
2,0 |
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. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в нормальных и рабочих условиях эксплуатации, приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,8 (мпф=0,6); токе ТТ, равном 100 % от 1ном, температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от минус 15 до плюс 35 °С .
4. Допускается замена измерительных ТТ и ТН, счетчиков электрической энергии, УСВ на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ООО «РН-Энерго» ООО «Энергоинвест» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
10 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гц |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 от +21 до +25 от 49,6 до 50,4 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9(sin9) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С - температура окружающей среды для сервера, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, не более ,% - частота, Гц |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +70 от -45 до +75 от +10 до +30 от 80 до 106,7 кПа 98 % от 49,6 до 50,4 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
220000 2 45000 2 100000 1 |
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
170 3 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.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергоинвест» (ООО «РН-Энерго» ООО «Энергоинвест») типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор тока |
ТЛК-10-9-У3 |
30 шт. |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 УХЛ-2 |
2 шт. |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R |
10 шт. |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 шт. |
Методика поверки |
МП К-17-07-П.АК-2017 |
1 экз. |
Формуляр |
К-17-07-П.АК-2017 ФО |
1экз |
Поверка
осуществляется по документу МП К-17-07-П.АК-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергоинвест» (ООО «РН-Энерго» ООО «Энергоинвест»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 25.08.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторы 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»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчики Меркурий 234 - в соответствии с документом АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трёхфазные статические «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», согласованному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 07.11.2016 г.;
- УСВ-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10) -в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ. 237.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измереительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергоинвест» (ООО «РН-Энерго» ООО «Энергоинвест») МВИ К-17-07-П.АК-2017, аттестованной в соответствии с требованиями Приказа Минпромторга РФ от 15.12.2015 г № 4091 ФБУ «Самарский ЦСМ» 17.08.2017 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