Приложение

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «25» августа 2016 г. № 1185

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

В системе АИИС КУЭ реализован информационный обмен данным использованием макетов XML со смежным субъектом ОРЭ ПАО «ФСК ЕЭС» АИИС i ЕНЭС ПС 220 кВ «Нефтепровод» (ИК № 3, 4, 6, 7, 9, 10), зарегистрированной в государственном реестре средств измерений № 59390-14.

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - TH) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цеп: технические средства приема-передачи данных. Метрологические и техниче! характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

  2005

  1И и ;ские

  КЭ), ■ВД),

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВ1 включающий в себя устройства сбора и передачи данных ARIS МТ500 (далее - УС каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство сихнронизации времени У СВ-2 (далее У СВ-2) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера» и АРМ энергосбытовой

организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р» при помощи удаленного доступа по сети Internet. Система осуществляет обмен данными между другими АИИС КУЭ по каналам связи Internet в формате xml-файлов.

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 сишал. 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 срецнее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, осуществляется накопление, хранение измерительной информации и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH и дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

базе данных ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р автоматическом (ручном) режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формируются и отправляются по сети Internet отчеты в формате XML в ОАО «АТС» и леем заинтересованным субъектам.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК.

Синхронизация времени в ИВК осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через УСВ-2. Погрешность часов УСВ не более ±1 с.

Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации времени, реализованном на GPS-приемнике. Сравнение времени GPS с временем УСПД происходит с той частотой, с какой его выдает сам приемник. Коррекция времени УСПД производится на величину рассинхронизации с точностью до ±1 мс.

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±1 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий УСПД и 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.

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

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. Нормальные условия эксплуатации:

• - параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uhom; ток (1,0-1,2) 1ном, частота -(50±0,15) Гц; coscp = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды: ТТ и TH - от плюс 15 до плюс 35 °C; счетчиков -от плюс 21 до плюс 25 °C; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °C; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °C;

• - относительная влажность воздуха (70±5) %;

• - атмосферное давление (100±4)кПа;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

• 4. Рабочие условия эксплуатации:

а) для ТТ и TH:

• - параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9-1,1) Uhi; диапазон силы первичного тока - (0,02-1,2) Ihj; коэффициент мощности coscp(sin(p) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота - (50±0,4) Гц;

-температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

б) для счетчиков электроэнергии:

• - параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9-1,1) UH2; диапазон с: вторичного тока - (0,01-1,2) 1нг; коэффициент мощности cosq>(sin(p) - 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота - (50±0,4) Гц;

• - относительная влажность воздуха (40-60) %;

• - атмосферное давление (100±4) кПа;

• - температура окружающего воздуха:

-для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.01 от минус 40 до 60 °C;

-для счётчиков электроэнергии A1802RLXQM-P4GB1-DW-4 от минус 40 до 65 ^С|

-для счётчиков электроэнергии A1802RLXQM-P4GB-DW-4 от минус 40 до 65 °C;

• - для счётчиков электроэнергии A1802RALXQV-P4GB-DW-4 от минус 40 до 65 ^С С;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

в) для аппаратуры передачи и обработки данных:

• - параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

• - температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °C;

• - относительная влажность воздуха (70±5) %;

• - атмосферное давление (100±4)кПа.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 1 плюс 15 до 40 °C.

  9 от

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -   электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М.01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности to = 2 ч;

  на

• -   электросчётчик A1802RLXQM-P4GB1-DW-4 - среднее время наработки отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности to = 2 ч;

  на

• -   электросчётчик A1802RLXQM-P4GB-DW-4 - среднее время наработки отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

• -   электросчётчик A1802RALXQV-P4GB-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

— УСПД ARIS МТ500 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 88000 ч, среднее время восстановления работоспособности ts = 2 ч;

• -   сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.

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 счётчика:

• - 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:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

-УСПД;

• - сервера;

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

• - электросчетчика;

-УСПД;

• - сервера.

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (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).

Глубина хранения информации:

• - электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направления: с не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• - УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

• - сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

  Знак утверждения типа

  наносится на титульные листы эксплуатационной документации

  на сисгему

автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р» типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

осуществляется по документу МП 63786-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р». Измерительные каналы. Методика поверки с изменением № 1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2016 г.

Перечень основных средств 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»;

• - по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

• - по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

  без

  без

  счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.О1 - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики ство

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руковод по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

• - счетчиков A1802RLXQM-P4GB1-DW-4 - по документу «Счетчики электриче ской энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

• - счетчиков A1802RLXQM-P4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электриче ской энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

• - счетчиков A1802RALXQV-P4GB-DW4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

• - УСПД ARIS МТ500 - по документу ПБКМ.424359.005 «Контроллеры многофункциональные ARIS МТ500. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ Ф ^УП «ВНИИМС» 13 мая 2013 г.;

• - УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.00И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

• - радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Per. № 27008-04);

• - переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

• - термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °C, дискретность 0,1 °C; диапазон измерений относительной влажности с до 100 %, дискретность 0,1 %;

• - миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих -кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р»

• 1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Об технические условия.

• 2  ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

• 3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

  на

Общество с ограниченной ответственностью «Прософт-Системы» (ООО «Прософт-Системы»)

ИНН 6660149600

Юридический адрес: 620062, г. Екатеринбург, пр. Ленина, д.95, кв. 16 Почтовый адрес: 620102, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская, 194а Телефакс: (343) 356-51-11/310-01-06

E-mail: info@prosoftsystems.ru

Модернизация системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р» проведена:

Акционерное общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп»)

ИНН 3328489050

Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9 Тел./ факс: (4922) 44-87-06/ 33-44-86

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Тел./факс: 8 (495) 437-55-77 / 437-56-66

E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.