Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Карельский окатыш" 2-я очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 90992-24 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ЭнергоПромРесурс", г. Красногорск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Карельский окатыш» 2-я очередь (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 | 90992-24 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Карельский окатыш" 2-я очередь |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ЭнергоПромРесурс" (ООО "ЭнергоПромРесурс"), Московская обл., г. Красногорск
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 90992-24: Описание типа | Скачать | 124.9 КБ | |
| 90992-24: Методика поверки | Скачать | 4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Карельский окатыш» 2-я очередь (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 баз данных (БД) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер БД, 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 БД 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), в том числе в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ.
Передача информации от сервера БД 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 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 БД и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера БД с УССВ осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 мин. Корректировка часов сервера БД производится при расхождении показаний часов сервера БД с УССВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера БД осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера БД более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера БД 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. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ АО «Карельский окатыш» 2-я очередь наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера БД, типографским способом. Дополнительно заводской номер 001 указывается в формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
|
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦ |
ЕНТР» |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
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
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
КТП-2-27 6 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Сервер АО «Карельский окатыш» |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,7 |
|
2 |
КТП-2-21 6 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 22656-07 Фазы: А; В; С |
- |
AS3500-533-RAL-PB3-BD-GP Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58697-14 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 | ||
|
3 |
КТП-1-1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. 20 |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С |
- |
A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
0,4 0,9 |
1,4 3,1 | ||
|
4 |
КТП-1-1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч. 21 |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С |
- |
AS3500-533-RAL-PB3-BD Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58697-14 |
Активная Реактивная |
0,7 1,3 |
2,2 4,1 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
5 |
КТП-1-1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч. 5 |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Рег. № 58386-14 Фазы: А; В; С |
- |
AS3500-533-RAL- PB3-BD Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58697-14 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Сервер АО «Карельский окатыш» |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 |
|
6 |
КТП-1-1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. 14 |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Рег. № 58386-14 Фазы: А; В; С |
- |
AS3500-533-RAL- PB3-BD Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58697-14 |
Активная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 | ||
|
7 |
ТП-1-26 10 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 M У3 Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
- |
AS3500-533-RAL-PB3-BD-GP Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58697-14 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,7 | ||
|
8 |
ТП-1-26 10 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 |
Т-0,66 M У3 Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
- |
AS3500-533-RAL-PB3-BD-GP Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58697-14 |
Активная |
1,0 2,1 |
3,3 5,7 | ||
|
9 |
КТП-31-13 6 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С |
- |
A1805RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,3 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
10 |
КТП-31-13 6 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 |
ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С |
- |
A1805RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,3 | ||
|
11 |
ТП-1-26 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 13 |
ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А; С |
НТМК-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 355-49 Фазы: АВС |
A1805RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Сервер АО «Карельский окатыш» |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,8 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) |
±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 указана для ИК № 1, 3, 4, 7, 8, 11 для силы тока 2 % от 1ном, для остальных - для силы тока 5 % от Ihom; cos9 = 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 УССВ на аналогичное утвержденного типа, 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
11 |
|
Нормальные условия: | |
|
параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном |
от 95 до 105 |
|
для ИК № 1, 3, 4, 7, 8, 11 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
сила тока, % от 1ном для ИК № 1, 3, 4, 7, 8, 11 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
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 -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от 0 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
для счетчиков типов Альфа А1800, Альфа AS3500: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа Меркурий 230: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
150000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УССВ: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
74500 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: | |
|
для счетчиков типа Альфа AS3500: | |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
300 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
для счетчиков типа Меркурий 230: | |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
85 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
для счетчиков типа Альфа A1800: | |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
180 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
для сервера: 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 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 M У3 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
3 |
|
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 |
6 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОП-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 У3 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМК-10 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
Меркурий 230 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные |
Альфа AS3500 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
4 |
|
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
|
Сервер БД |
Сервер АО «Карельский окатыш» |
1 |
|
Методика поверки |
— |
1 |
|
Формуляр |
ЭНПР.411711.184.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Карельский окатыш» 2-я очередь», 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
