Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС "Каркатеевы"
Номер в ГРСИ РФ: | 70493-18 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС «Каркатеевы» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 70493-18 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС "Каркатеевы" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 504 |
Производитель / Заявитель
АО "РЭС Групп", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
70493-18: Описание типа СИ | Скачать | 95.3 КБ | |
70493-18: Методика поверки МП 206.1-019-2018 | Скачать | 2.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС «Каркатеевы» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК) включающие 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 (далее - счетчики) 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.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
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, кВ'тч, Q, квар^ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы 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. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».
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 и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по всем точкам измерений системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» - АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и АИИС КУЭ смежных субъектов в виде XML-файлов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г (Госреестр СИ №39485-08), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВКЭ используется УСПД ЭКОМ 3000 со встроенным ГЛОНАСС/GPS-модулем. Пределы допускаемой абсолютной погрешности внутренних часов (с коррекцией времени по источнику точного времени с использованием PPS сигнала) ±1мс.
Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛОНАСС/GPS-модуля.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при обращении к счетчикам. Коррекция показаний часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК 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 ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA693 18BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» 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 измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
НПС-2 ЛПДС «] |
Каркатеевы» | |||||||
1 |
НПС-2 ЛПДС «Каркатеевы», ЗРУ-6 кВ, яч. № 7, Ввод №1 |
ТЛП-10-1 Кл. т. 0,5S 2000/5 Госреестр № 30709-11 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Госреестр № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,6 |
2 |
НПС-2 ЛПДС «Каркатеевы», ЗРУ-6 кВ, яч. № 8, Ввод №2 |
ТЛП-10-1 Кл. т. 0,5S 2000/5 Госреестр № 30709-11 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Госреестр № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,6 |
3 |
НПС-2 ЛПДС «Каркатеевы», ЗРУ-6 кВ, яч. № 35, Ввод №3 |
ТЛП-10-1 Кл. т. 0,5S 2000/5 Госреестр № 30709-11 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Госреестр № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,6 |
4 |
НПС-2 ЛПДС «Каркатеевы», ЗРУ-6 кВ, яч. № 36, Ввод №4 |
ТЛП-10-1 Кл. т. 0,5S 2000/5 Госреестр № 30709-11 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Госреестр № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,6 |
5 |
НПС-2 ЛПДС «Каркатеевы», ЗРУ-6 кВ, яч. № 2, КУУН ООО «РН-Юганскнефтегаз» Тр-р №1 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 200/5 Госреестр № 25433-11 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Госреестр № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,6 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
6 |
НПС-2 ЛПДС «Каркатеевы», ЗРУ-6 кВ, яч. № 37, КУУН ООО «РН-Юганскнефтегаз» Тр-р №2 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 200/5 Госреестр № 25433-11 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Госреестр № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,6 |
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает, 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 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 6 от плюс 17 до плюс 30 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Допускается замена устройства синхронизации времени на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
6 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- 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 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. До 0,8 емк. |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -45 до +40 |
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: |
от -40 до +65 |
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +60 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД ЭКОМ-3000 |
100000 |
- 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 |
114 |
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
- сохранение информации 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 и УСПД 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:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (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) ЛПДС «Каркатеевы» 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 |
Рег № |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТЛП-10-1 |
30709-11 |
12 |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
25433-11 |
4 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6У3 |
46738-11 |
12 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
6 |
Серверы синхронизации времени |
ССВ-1Г |
39485-08 |
2 |
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
17049-14 |
1 |
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
- |
1 |
Методика поверки |
МП 206.1-019-2018 |
- |
1 |
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.504 ПФ |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-019-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС «Каркатеевы». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 19 января 2018 г.
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»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
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 документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС «Каркатеевы», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 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