| Номер в госреестре | 80894-21 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ПАО "Передвижная энергетика" ПЭС "Уренгой" |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственно-стью "Систе-мы Релейной Защиты" (ООО "Системы Ре-лейной Защи-ты"), г. Москва |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Передвижная энергетика» ПЭС «Уренгой» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) филиала ПАО «Передвижная энергетика» ПЭС «Уренгой», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 входы 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, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС/GPS). УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов Сервера БД проводится при расхождении часов Сервера БД и времени приемника более чем на ±1 с. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера БД автоматически при расхождении времени УСПД и сервера БД более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационные наименования | CalcClients.dll |
| модулей ПО | CalcLeakage.dll |
| CalcLosses.dll | |
| Metrology.dll | |
| ParseBin.dll | |
| ParseIEC.dll | |
| ParseModbus.dll | |
| ParsePiramida.dll | |
| SynchroNSI.dll | |
| VerifyTime.dll | |
| Номер версии (идентификационный | 3 0 3.0 |
| номер) ПО |
| 1 | 2 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1 fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о Но | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД/ УСВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | Ур.ГТЭС-72, ГТГ-1 10 кВ | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 2 | Ур.ГТЭС-72, ГТГ-2 10 кВ | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
| 3 | Ур.ГТЭС-72, ГТГ-3 10 кВ | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
| 4 | Ур.ГТЭС-72, ГТГ-4 10 кВ | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 2473-69 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
| 5 | Ур.ГТЭС-72, ГТГ-5 10 кВ | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | Ур.ГТЭС-72, ГТГ-6 10 кВ | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
| 7 | Ур.ГТЭС-72, ЗРУ-10кВ, 1С-10 кВ, яч.1В-10-1Т | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
| 8 | Ур.ГТЭС-72, ЗРУ-10кВ, 2С-10 кВ, яч.2В-10-1Т | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИК8ОН С70 Рег. № | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| Ур.ГТЭС-72, | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 | активная | ±1,1 | ±3,0 | ||
| 9 | ЗРУ-10кВ, 3С-10 кВ, яч.3В-10-2Т | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | 28822-05/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 | реактивная | ±2,6 | ±4,6 | ||
| 10 | Ур.ГТЭС-72, ЗРУ-10кВ, 4С-10 кВ, яч.4В-10-2Т | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1856-63 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
| 11 | Ур.ГТЭС-72, ЗРУ-10кВ, 5С-10 кВ, яч.5В-10-3Т | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
| 12 | Ур.ГТЭС-72, ЗРУ-10кВ, 6С-10 кВ, яч.6В-10-3Т | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 13 | Ур.ГТЭС-72, ЗРУ-10кВ, 8С-10 кВ, яч.8 «Нефтебаза-1» | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИК8ОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 14 | Ур.ГТЭС-72, ЗРУ-10кВ, 7С-10 кВ, яч.4 «Нефтебаза-2» | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, 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 cos9 = 0,8 инд 1=0,05Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 14 от 0 до плюс 40 °C. 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. 5 Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов. 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 приведены в таблице 3. Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 14 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03 | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | |
| для УСПД | 40000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не | |
| менее | 10 |
| Сервер: | |
| - 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
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.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
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 | Т ип/Обозначение | Количество, шт./Экз. |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 18 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 22 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 7 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 14 |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Программное обеспечение | Пирамида 2000 | 1 |
| Методика поверки | МП 077-2020 | 1 |
| Формуляр | 72122884.4252103.051.ФО | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Передвижная энергетика» ПЭС «Уренгой», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные 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
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 17.11.2024 |
