|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "УДС Нефть" |
| Обозначение типа | |
| Производитель | ООО "Иматика", г.Ижевск |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 730 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «УДС Нефть» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее по тексту – ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ), трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту – ИВК) включает в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее по тексту – БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (далее по тексту – УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее по тексту – ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам.
Измерительные каналы (далее по тексту – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка.
АРМ субъекта оптового рынка (сервер БД) по сети Internet с использованием электронной подписи (далее по тексту – ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS)/ГЛОНАСС. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД АИИС КУЭ. Коррекция часов сервера БД АИИС КУЭ проводится при расхождении часов сервера БД АИИС КУЭ и времени УССВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД АИИС КУЭ более чем на ±2 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР»
Библиотека ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 | | Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро-энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 1 | ВЛ 10кВ ф. 5 ПС 110 кВ Мазунино, отп. в сторону РП-10кВ Ялыкское, оп. №528.2, ПКУ-10кВ | ТОЛ-НТЗ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 100/5
Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-НТЗ-10
Кл. т. 0,5
Ктн 10000:√3/100:√3
Рег. № 51676-12 | A1805RL-P4G-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11 | -
/
УСВ-3
Рег. № 64242-16 | активная
реактивная | ±1,15
±2,74 | ±3,71
±6,45 | | 2 | ВЛ 10кВ ф. 9 ПС 110 кВ Мазунино, отп. в сторону РП-10кВ Ялыкское, оп. №529.2, ПКУ-10кВ | ТОЛ-НТЗ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 100/5
Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-НТЗ-10
Кл. т. 0,5
Ктн 10000:√3/100:√3
Рег. № 51676-12 | A1805RL-P4G-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11 | | 3 | ВЛ 10кВ ф. 10 ПС 110 кВ Каракулино, отп. в сторону скважины, оп. №246-1, ПКУ-10кВ | ТОЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 10/5
Рег. № 47959-16 | ЗНОЛ-СЭЩ-10-21
Кл. т. 0,5
Ктн 10000:√3/100:√3
Рег. № 55024-13 | Меркурий 234 ARTM-00 PB.G
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 4 | ВЛ 10кВ ф. 9 ПС 110 кВ Мостовое, отп. в сторону кустовых площадок, оп. №526.1, ПКУ-10кВ | ТОЛ-СЭЩ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 50/5
Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ-СЭЩ-10-21
Кл. т. 0,5
Ктн 10000:√3/100:√3
Рег. № 55024-13 | Меркурий 234 ARTM-00 PB.G
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11 | -
/
УСВ-3
Рег. № 64242-16 | активная
реактивная | ±1,15
±2,74 | ±3,85
±6,72 | | 5 | ПС 110 кВ Уральская, КРУН 10кВ, 1 СШ, яч. 7 | ТЛМ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 150/5
Рег. № 2473-69 | НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/100
Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 | | 6 | ПС 110 кВ Уральская, КРУН 10кВ, 2 СШ, яч. 10 | ТЛМ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 200/5
Рег. № 2473-69 | НАМИ-10
Кл. т. 0,2
Ктн 10000/100
Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 | | 7 | ВЛ 6кВ ф. 1 ПС 110 кВ Нефтяная, отп. в сторону БКТП 2*630, оп. №9, ПКУ-6кВ | ТОЛ-10 III
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5
Рег. № 47959-16 | НОЛ-6 III
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 49075-12 | A1805RLXQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11 | | 8 | ВЛ 6кВ ф. 11 ПС 110 кВ Нефтяная, отп. в сторону БКТП 2*630, оп. №21, ПКУ-6кВ | ТОЛ-10 III
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5
Рег. № 47959-16 | НОЛ-6 III
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 49075-12 | A1805RLXQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11 | | 9 | ПС 35 кВ Бараны, КРУН 10кВ, 1 СШ, яч. 5 | ТОЛ-ЭС-10
Кл. т. 0,5
Ктт 100/5
Рег. № 34651-07 | НАМИТ-10-2
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/100
Рег. № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 10 | ПС 35 кВ Бараны, КРУН 10кВ, 2 СШ, яч. 6 | ТОЛ-ЭС-10
Кл. т. 0,5
Ктт 100/5
Рег. № 34651-07 | НАМИТ-10-2
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/100
Рег. № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 | -
/
УСВ-3
Рег. № 64242-16 | активная
реактивная | ±1,15
±2,74 | ±3,85
±6,72 | | 11 | ПС 35 кВ Ельниково, КРУН 6кВ, I СШ, яч. 1 | ТЛК-СТ
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 58720-14 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 | A1805RL-P4GB-DW-3
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11 | | 12 | ПС 35 кВ Ельниково, КРУН 6кВ, II СШ, яч. 33 | ТЛК-СТ
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 58720-14 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 | A1805RLQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, 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 cos( = 0,8 инд I=0,02 (0,05)·Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-4, 9, 10 от минус 30 до плюс 30 °C, для ИК №№ 5-8, 11, 12 от плюс 5 до плюс 30 °C.
4 Кл. т. – класс точности, Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн – коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № – регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5 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.
6 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество измерительных каналов | 12 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды, оС | от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС
для ИК № 5,6,11,12
для ИК № 1-4,7-10
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС
для ИК № 5-8,11,12
для ИК № 1-4,9,10
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
от 49,6 до 50,4
от +5 до +30
от -30 до +30
от +5 до +30
от -30 до +30
от +15 до +30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.01 | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | для электросчетчика A1805RL-P4G-DW-4, A1805RLXQ-P4GB-DW-4, A1805RL-P4GB-DW-3, A1805RLQ-P4GB-DW-4 | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | для электросчетчика Меркурий 234 ARTM-00 | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
1
45000
2 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114
40
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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
электросчетчика;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
|
| 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 | Обозначение | Количество, шт./экз. | | Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 4 | | Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 2 | | Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 | | Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 4 | | Трансформатор тока | ТОЛ-10 III | 6 | | Трансформатор тока | ТОЛ-ЭС-10 | 4 | | Трансформатор тока | ТЛК-СТ | 4 | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-НТЗ-10 | 6 | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10-21 | 6 | | Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 | | Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 | | Трансформатор напряжения | НОЛ-6 III | 6 | | Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 | | Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RL-P4G-DW-4 | 2 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RLXQ-P4GB-DW-4 | 2 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RL-P4GB-DW-3 | 1 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RLQ-P4GB-DW-4 | 1 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 234 ARTM-00 PB.G | 2 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 4 | | Устройство синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 | | Программное обеспечение | АльфаЦЕНТР | 1 | | Методика поверки | МП СМО-008-2020 | 1 | | Паспорт-Формуляр | ПНГТ.411734.038.ПФ | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП СМО-008-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «УДС Нефть». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 02.03.2020 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;
счетчиков СЭТ-4ТM.03M.01 – по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;
счетчиков Меркурий 234 ARTM-00 PB.G – по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчик электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», с изменением №2, утвержденному ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2017 г.;
счетчиков A1805RL-P4G-DW-4, A1805RLXQ-P4GB-DW-4, A1805RL-P4GB-DW-3, A1805RLQ-P4GB-DW-4 – по документу «Счетчик электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа 1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДИЯМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.
устройство синхронизации времени УСВ-3 по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
устройство синхронизации времени УСВ-2, Рег. № 41681-10;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;
термогигрометр «Ива-6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;
термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6,Рег. № 257-49.
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.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Иматика»
(ООО «Иматика»)
ИНН 1833049250
Адрес: 426060, Удмуртская Республика, г. Ижевск, ул. Буммашевская, 8 офис 4
Телефон: 8 (3412) 245-102
Факс: 8 (3412) 245-103
E-mail: office@imatika.ru
|
| Испытательный центр | Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
Адрес: 600017, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
Аттестат об аккредитации АО «РЭС Групп» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312736 от 17.07.2019 г.
| |
