Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Энерго" (ОАО "НК "Янгпур")
| Номер в ГРСИ РФ: | 87456-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "РН-Энерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (ОАО «НК «Янгпур») (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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 87456-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Энерго" (ОАО "НК "Янгпур") |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 001 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "РН-Энерго" (ООО "РН-Энерго"), Московская обл., г.о. Красногорск, д. Путилково
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 87456-22: Описание типа СИ | Скачать | 313.1 КБ | |
| 87456-22: Методика поверки | Скачать | 12.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (ОАО «НК «Янгпур») (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 двухуровневую 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), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ООО «РН-Энерго», сервер сетевой организации, программный комплекс (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройства синхронизации времени (УСВ), источник точного времени (ИТВ), 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.
Для измерительного канала (ИК) № 3 цифровой сигнал с выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер сетевой организации, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и передача на сервер ООО «РН-Энерго» в виде xml-файлов.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ООО «РН-Энерго», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Дополнительно сервер ООО «РН-Энерго» может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от сервера ООО «РН-Энерго» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера ООО «РН-Энерго», часы сервера сетевой организации, ИТВ и УСВ. В качестве ИТВ используется ЭКОМ-3000 со встроенным GPS-приемником, обеспечивающим синхронизацию с единым координированным временем UTC. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера ООО «РН-Энерго» с УСВ осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера ООО «РН-Энерго» производится при расхождении показаний более ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера сетевой организации с ИТВ осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера сетевой организации производится при расхождении показаний более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчика для ИК № 3 с часами сервера сетевой организации осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раз в сутки), корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сетевой организации более ±1 с.
Сравнение показаний часов остальных счетчиков с часами сервера ООО «РН-Энерго» осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раз в сутки), корректировка часов счетчиков производится при расхождении более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 001 указывается в формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется 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 программного обеспечения 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 |
Библиотека pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA693 18BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид элек-тро-энер-гии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
TH |
Счетчик |
УСВ/ итв |
Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Г раницы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
ВЛ-10 кВ КУВ-3/1, Оп.1,ПСС-1 10 кВ |
ТОЛ-СВЭЛ-Ю Кл.т. 0,5S 300/5 Per. № 70106-17 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-СВЭЛ-ЮМ Кл.т. 0,5 ЮООО/х/З/ЮО/х/З Per. № 67628-17 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 |
УСВ-3 Per. № 64242-16 |
Сервер ООО «РН-Энерго» |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
2 |
ВЛ-10 кВ КУВ-3/2, Оп 1,ПСС-2 10 кВ |
ТОЛ-СВЭЛ-Ю Кл.т. 0,5S 300/5 Per. № 70106-17 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-СВЭЛ-ЮМ Кл.т. 0,5 ЮОООЛ/З/ЮОА/З Per. № 67628-17 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
3 |
ПС 35 кВ Северный купол, КРУН-6 кВ, яч. 17 |
ТОЛ-СВЭЛ-Ю Кл.т. 0,5S 100/5 Per. № 42663-09 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12 |
эком-зооо Per. № 17049-14 |
Сервер сетевой организации |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
з,о 4,7 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
4 |
ВБУ 6 кВ, Оп. 229, Отпайка ВЛ-6 кВ |
ТПЛ-Ю-М Кл.т. 0,5 100/5 Per. №47958-16 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000/л/з/100/л/з Per. №46738-11 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 |
УСВ-3 Per. № 64242-16 |
Сервер ООО «РН-Энерго» |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 |
|
5 |
КТПНУ-63 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод-0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Per. №47959-16 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АПИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)
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 указана для ИК № 4 для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % от 1ном;
coscp = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ, ИТВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АПИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
5 |
|
Нормальные условия: | |
|
параметры сети: | |
|
напряжение, % от Uhom ток, % от Ihom |
от 95 до 105 |
|
для ИК № 4 |
от 5 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Г ц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
параметры сети: | |
|
напряжение, % от Uhom ток, % от Ihom |
от 90 до 110 |
|
для ИК № 4 |
от 5 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Г ц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от +10 до +30 |
|
температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
для счетчиков: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСВ: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для ИТВ: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
для серверов: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: | |
|
для счетчиков: | |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
для серверов: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (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 |
ТОЛ-СВЭЛ-10 |
8 |
|
Трансформаторы тока проходные |
ТПЛ-10-М |
2 |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОП-0,66 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-СВЭЛ-10М |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛ.06-6 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
4 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер ООО «РН-Энерго» |
- |
1 |
|
Сервер сетевой организации |
- |
1 |
|
Методика поверки |
- |
1 |
|
Формуляр |
РНЭН.000001.01.1.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РН-Энерго» (ОАО «НК «Янгпур»)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
Нормативные документы
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
