Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КС-22 "Помары" Волжского ЛПУ МГ ООО "Газпром Трансгаз Нижний Новгород". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КС-22 "Помары" Волжского ЛПУ МГ ООО "Газпром Трансгаз Нижний Новгород"

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 14д2 от 25.12.08 п.130
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 34639
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КС-22 «Помары» Волжского ЛПУ МГ ООО «Газпром Трансгаз Нижний Новгород» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИСКУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодически (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью (30 мин.);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - измерительные комплексы, включающие в себя:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для ТЛШ-10 - 6811-78; регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для ТЛП-10 - 30709-06;

- трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для ЗНОЛ-06 - 3344-04 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для VRQ3n/S2 - 21988-01;

- счетчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа классов точности 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для EAO5RL-C-3W, EAO5R1L-C-3, EAO5R1L-C-3W - 16666-97, установленные на объектах, указанных в таблице 1.

2 -й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «RTU-327», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени.

3 -й уровень информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на выходы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а так же отражение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации - участника оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера с временем УСПД «RTU-327» осуществляется раз в час, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков ЕвроАльфа с временем УСПД каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±2 с. Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «АльфаЦентр», которое обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.

Таблица 1- Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Метрологические характеристики и состав ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Метрологические характеристики и состав ИК АИИС КУЭ

ИК

Наименование ИК

Состав ИК

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10кВ «Уренгой-Центр-1», Ввод № 1 Т-1, яч. 1.8

ТЛШ-10;

КТ 0,5;

Ктт=3000/5

ЗНОЛ.06 10;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EAO5RL-C-3W; КТ 0,5S/1,0;

RTU-327

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

2

ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10 кВ «Уренгой-Центр-1», Ввод № 3 Т-1, яч. 3.4

ТЛШ-10;

КТ 0,5; Ктт=3000/5

ЗНОЛ.06 10;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0;

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

3

ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10кВ «Уренгой-Центр-1», Ввод № 2 Т-2, яч. 2.5

ТЛШ-10;

КТ 0,5;

Ктт=3000/5

ЗНОЛ.06 10;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0;

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

4

ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10кВ «Уренгой-Центр-1», Ввод № 4 Т-2, яч. 4.3

ТЛШ-10;

КТ 0,5; Ктт=3000/5

ЗНОЛ.06 10;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0;

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

5

ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10кВ «Уренгой-Центр-2», Ввод № 1

Т-3, яч. 1.8

ТЛШ-10;

КТ 0,5;

Ктт=3000/5

ЗНОЛ.06 10;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05R1L-C-3W; КТ 0,5S/1,0;

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

ИК

Наименование ИК

Состав ИК

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10кВ «Уренгой-Центр-2», Ввод № 3 Т-3, яч. 3.4

ТЛШ-10;

КТ 0,5; Ктт=3000/5

ЗНОЛ.06 10;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05RL-C-3W; КТ 0,5S/1,0;

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

7

ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10кВ «Уренгой-Центр-2», Ввод № 2 Т-4, яч. 2.3

ТЛШ-10;

КТ 0,5; Ктт=3000/5

ЗНОЛ.06 10;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05RL-C-3W; КТ 0,5S/1,0;

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

8

ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10кВ «Уренгой-Центр-2», Ввод № 4 Т-4, яч. 4.3

ТЛШ-10;

КТ 0,5; Ктт=3000/5

ЗНОЛ.06 10;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0;

RTU-327

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

9

ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-1», Ввод № 1 Т-5, яч. 1.8

ТЛШ-10;

КТ 0,5;

Ктт=3000/5

Г.р. № 6811-78

ЗНОЛ.06 10;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05R1L-C-3W; КТ 0,5S/1,0;

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

10

ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-1», Ввод № 3 Т-5, яч. 3.4

ТЛШ-10;

КТ 0,5; Ктт=3000/5

ЗНОЛ.06 10;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05R1L-C-3W; КТ 0,5S/1,0;

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

ИК

Наименование ИК

Состав ИК

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

11

ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-1», Ввод № 2 Т-6, яч. 2.4

ТЛШ-10;

КТ 0,5; Ктт=3000/5

ЗНОЛ.06 10;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05RL-C-3W; КТ 0,5S/1,0;

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

12

ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-1», Ввод № 4 Т-6, яч. 4.3

ТЛШ-10;

КТ 0,5; Ктт=3000/5

ЗНОЛ.06 10;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05R1L-C-3W; КТ 0,5S/1,0;

RTU-327

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

13

ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-2», Ввод № 1 Т-3, яч. 2

ТЛП-10;

КТ 0,5S; Ктт=3000/5

VRQ3n/S2;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0;

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

14

ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-2», Ввод № 3 Т-3, яч. 29

ТЛП-10;

КТ 0,5S; Ктт=3000/5

VRQ3n/S2;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0;

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

15

ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-2», Ввод № 2 Т-4, яч. 13

ТЛП-10;

КТ 0,5S; Ктт=3000/5

VRQ3n/S2;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0;

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

16

ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-2», Ввод № 4 Т-4, яч. 17

ТЛП-10;

КТ 0,5S; Ктт=3000/5

VRQ3n/S2;

КТ 0,5; Ктн=10000/ 100;

EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0;

Активная

Реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

Примечания:

1 Характеристики основной относительной погрешности ИК, и относительной погрешности в рабочих условиях (границы интервала, соответствующие вероятности 0,95) даны для измерения электроэнергии средней мощности (получасовой);

2 Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1,0-1,2) 1ном, cos9 = 0,90 инд.;

- температура окружающего воздуха (20±5) °С;

3 Рабочие условия:

- параметры сети: параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ином; ток (0,05 - 1,20) 1ном, 0,5 инд. < cos9 < 0,8 емк;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 25 до плюс 60 °С; для УСПД от минус 20 до плюс 50 °С, для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С.

4 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд., и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С;

5 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерений реактивной электроэнергии;

6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. При этом владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик ИК.

7 Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик электрической энергии-среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.

8 Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источников бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

9 В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД.

10 Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников и вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

11 Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

12 Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

13 Цикличность:

- измерений 30 мин. (функция автоматизирована);

- сбора (функция автоматизирована).

14 Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 117 суток, сохранение информации при отключении питания -не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -45 суток (функция автоматизирована);сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- ИВК - хранение результатов измерений, состояния средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование изделия

Обозначение

Количество шт.

Счетчик электрической энергии

EA05RL-C-3W

4

Счетчик электрической энергии

EA05R1L-C-3

8

Счетчик электрической энергии

EA05R1L-C-3W

4

Трансформатор тока

ТЛШ-10

24

Трансформатор тока

ТЛП-10

12

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-06

36

Трансформатор напряжения

VRQ 3n/S2

12

УСПД

RTU-327

1

Сервер БД c ПО «АльфаЦентр»

Stratus FT Server 4700 P4700-2S

1

Методика поверки

_

1

Инструкция по эксплуатации

АУВП.411711.037-01ЭД-ИЭ

1

Паспорт

АУВП.411711.037-01ЭД-ФО-ПС

1

Поверка

осуществляется по документу МП 40103-08 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КС-22 «Помары» Волжского ЛПУ МГ ООО «Газпром Трансгаз Нижний Новгород», Измерительные каналы, Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС» 29 декабря 2008 года.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс

форматоры напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- для счетчиков электрической энергии многофункциональных ЕвроАльфа -в соответствии с документом "Многофункциональный счетчик электрической энергии ЕвроАльфа. Методика поверки»;

- для устройства УСПД - в соответствии с документом ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

- радиосервер РСТВ-01, принимающий сигналы спутниковой навигационной системы (GPS), (Регистрационный № 40586-09 в Федеральном информационном фонде).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

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»

Развернуть полное описание