Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПНС-11, ПНС-15 ООО "ТСН"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 76088-19
Производитель / заявитель: ООО "Энергосистемы", г.Владимир
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПНС-11, ПНС-15 ООО «ТСН» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Скачать

76088-19: Описание типа СИ Скачать 103.1 КБ
76088-19: Методика поверки Скачать 12.1 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 76088-19
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПНС-11, ПНС-15 ООО "ТСН"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 203
Производитель / Заявитель

ООО "Энергосистемы", г.Владимир

РОССИЯ


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПНС-11, ПНС-15 ООО «ТСН» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», блок коррекции времени (БКВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующий модем и далее по основному или резервному каналам связи стандарта GSM поступает на УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Измерительная информация от УСПД по каналу связи сети Ethernet поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. На сервере может быть создана закрытая облачная система VMware.

Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, БКВ. Сравнение показаний часов сервера с БКВ осуществляется каждый час. Корректировка часов сервера производится при расхождении с БКВ на величину более ±0,1 с.

Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем UTC обеспечивается встроенным ГЛОНАСС/ОРБ-приемником точного времени. Пределы допускаемой абсолютной погрешности внутренних часов УСПД составляют ±1 мс. В случае неисправности встроенного ГЛОНАСС/GPS приемника часы УСПД синхронизируются с часами сервера. Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется один раз в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера 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 программный комплекс (ПК) «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 8.0.75

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

MD5

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

БКВ

Сервер

Г раницы допускаемой основной относительной

Границы допускаемой относительной погрешности в

погрешности, (±5) %

рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

РУ-6кВ ПНС-11, I секция 6кВ, яч.5

ТЛП-10 Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 30709-08

ЗНОЛП Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

Рег. № 23544-02

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

Ак

тивная

Реак-

1,0

1,8

2,2

4,0

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

2

РУ-6кВ ПНС-11, II секция 6кВ, яч.2, КЛ-6кВ

ТЛП-10 Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 30709-08 Фазы: А; С

ЗНОЛП Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

Рег. № 23544-02 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

HP

ProLiant

Ак

тивная

Реак

тивная

1,0

1,8

2,2

4,0

РУ-6кВ

ТЛП-10

ЗНОЛП

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

DL380

Ак

3

ПНС-11, I секция 6кВ, яч.1,

Кл.т. 0,2S 600/5

Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

Gen8

тивная

1,0

2,2

КЛ-6кВ

Рег. № 30709-08

Рег. № 23544-02

Реак-

1,8

4,0

ф.5-ТПС-3

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

ТЛП-10

ЗНОЛП

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

Ак

4

РУ-6кВ ПНС-11, II сек

Кл.т. 0,2S 600/5

Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

тивная

1,0

2,2

ция 6кВ, яч.6

Рег. № 30709-08 Фазы: А; С

Рег. № 23544-02 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

1,8

4,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ТТЭ-30

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

Ак-

РУ-6кВ

Кл.т. 0,5S

тивная

1,0

3,3

5

ПНС-11, ввод 0,4кВ ТСН-1

100/5 Рег. № 67761-17

-

Реак-

2,1

5,5

Фазы: А; В; С

тивная

ТТЭ-30

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

Ак-

РУ-6кВ

Кл.т. 0,5S

тивная

1,0

3,3

6

ПНС-11, ввод 0,4кВ ТСН-2

100/5 Рег. № 67761-17 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

2,1

5,5

РУ-10кВ

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

Ак

тивная

1,3

3,3

7

ПНС-15, I секция 10кВ, яч.7

600/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; В; С

HP

ProLiant

DL380

Gen8

Реак-

2,5

5,6

Фазы: АВС

ЭКОМ-3000

ЭНКС-2

тивная

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5

НАМИ-10-95

Рег. №

Рег. №

Ак

тивная

РУ-10кВ

УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

17049-14

37328-15

1,3

3,3

8

ПНС-15, II секция 10кВ, яч.16

600/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

2,5

5,6

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С

НАМИ-10-95

Ак-

РУ-10кВ

УХЛ2

СЭТ-

1,3

3,3

9

ПНС-15, I сек

Кл.т. 0,5

4ТМ.03М.01

тивная

ция 10кВ, яч.3, КЛ-10кВ

10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

Реак

тивная

2,5

5,6

ТТЭ-30

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

Ак-

РУ-10кВ

Кл.т. 0,5S

тивная

1,0

3,3

10

ПНС-15, ввод 0,4кВ ТСН-1

100/5 Рег. № 67761-17

-

Реак-

2,1

5,5

Фазы: А; В; С

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ТТЭ-30

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

HP

ProLiant

DL380

Gen8

Ак-

РУ-10кВ

Кл.т. 0,5S

ЭКОМ-3000

ЭНКС-2

тивная

1,0

3,3

11

ПНС-15, ввод

100/5

Рег. №

Рег. №

0,4кВ ТСН-2

Рег. № 67761-17 Фазы: А; В; С

17049-14

37328-15

Реак

тивная

2,1

5,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1.    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2.    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени

30 мин.

3.    Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 7-9 указана для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % от 1ном; cosj = 0,8инд.

4.    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. Допускается замена УСПД и БКВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

11

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином

от 95 до 105

ток, % от !ном

для ИК №№ 7-9

от 5 до 120

для остальных ИК

от 1 до 120

коэффициент мощности еоБф

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от Ином

от 90 до 110

ток, % от !ном

для ИК №№ 7-9

от 5 до 120

для остальных ИК

от 1 до 120

коэффициент мощности еоБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С

от -30 до +35

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от +5 до +35

температура окружающей среды в месте расположения УСПД и

сервера, °С

от +20 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

24

для БКВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

113060

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

114

при отключении питания, лет, не менее

40

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

10

для сервера:

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 по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность 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); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

1

2

3

Трансформаторы тока

ТЛП-10

8

1

2

3

Трансформаторы тока измерительные

ТТЭ-30

12

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

6

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

2

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

11

Устройства сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

Блоки коррекции времени

ЭНКС-2

1

Сервер

HP ProLiant DL380 Gen8

1

Методика поверки

МП ЭПР-175-2019

1

Паспорт-формуляр

ЭНСТ.411711.203.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-175-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПНС-11, ПНС-15 ООО «ТСН». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 21.06.2019 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

-    термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПНС-11, ПНС-15 ООО «ТСН», свидетельство об аттестации № 200/RA.RU.312078/2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПНС-11, ПНС-15 ООО «ТСН»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Ново-Зиминской ТЭЦ ПАО «Иркутскэнерго» в части сальдо-перетоков электроэнергии (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной эл...
Контроллеры автоматизированные вычислительные типовые управляющие АВ-ТУК (далее - контроллеры) предназначены для измерений напряжения и силы переменного и постоянного тока, частоты переменного тока, углов фазового сдвига, сигналов электрического сопр...
Системы измерений длительности соединений Протей-imSwitch5 (далее по тексту -СИДС), предназначены для измерений длительности телефонных соединений с целью получения исходных данных при учете объема оказанных услуг электросвязи операторами связи.
76090-19
MTS 5800-100G Тестеры
Фирма "Viavi Solutions Deutschland GmbH", Германия
Тестеры серии MTS 5800-100G (далее по тексту - тестеры) предназначены для измерений параметров цифрового оборудования в системах передачи информации в соответствии с международными и отечественными рекомендациями.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система телемеханики и связи Цимлянская ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ - Экоэнерго" (далее по тексту - система) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока (Ia, Ib, Ic), среднего по 3-м фазам действующих значений силы электрического то...