Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Квадра-Энергосбыт" по объекту ООО "Воронежская ТСК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 58771-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
| 58771-14: Описание типа СИ | Скачать | 105 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного приема, хранения и обработки данных об измерениях активной и реактивной электроэнергии, полученных от смежных АИИС КУЭ, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 58771-14 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Квадра-Энергосбыт" по объекту ООО "Воронежская ТСК" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1635 п. 33 от 20.10.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1896/550-2014 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 58771-14: Описание типа СИ | Скачать | 105 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, хранения и обработки данных об измерениях активной и реактивной электроэнергии, полученных от смежных АИИС КУЭ, 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 точек учета (ИИК ТУ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные 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 (СБД) с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы 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 соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи поступает на СБД. СБД при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и последующую передачу информации всем заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Обмен данными между АИИС КУЭ утвержденного типа, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде, и АИИС КУЭ ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК» производится по электронной почте через сеть Internet в виде макетов XML формата.
Наименования смежных АИИС КУЭ, с которыми взаимодействует АИИС КУЭ ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК», приведены в Таблице 1.
Таблица 1
|
Номер |
Наименование средств измерений утвержденного типа |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
|
1 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ГМС Насосы» |
46352-10 |
|
2 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ОАО «Ливнынасос» |
46526-11 |
Передача информации от СБД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной подписи субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и 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 СБД и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов СБД с УСВ осуществляется один раз в час. Корректировка часов СБД осуществляется один раз в час независимо от величины расхождения показания часов СБД и УСВ.
Сравнение показаний часов счетчиков и СБД происходит один раз в сутки, корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и СБД более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и СБД 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. Заводской номер 268, указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», метрологически значимая часть которого указана в таблице 2. 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». Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
c3 91 d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 3.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 4. Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.
Таблица 3 — Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Состав ИК |
Вид электроэнергии | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК | |||
|
1 |
Котельная № 1, РУ-6 кВ, яч. 3 |
ТПЛК-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 2306-05 |
НАМИТ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 16687-97 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07 |
IBM System x3250 M5 УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
Активная Реактивная |
|
2 |
Котельная № 1, РУ-6 кВ, яч. 8 |
ТПЛК-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 2306-05 |
НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная | |
|
3 |
Котельная № 2, РУ-6 кВ № 2, яч. 5 |
ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59 |
НАМИТ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 16687-97 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная | |
|
4 |
Котельная № 2, РУ-6 кВ № 2, яч. 8 |
ТЛП-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 30709-11 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная | ||
|
5 |
Котельная № 2, РУ-6 кВ № 2, яч. 3 |
ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59 |
НАМИТ-10 кл.т.0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 16687-97 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная | |
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа.
3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)< I изм< I 5 % |
I5 %< I изм< I 20 % |
I 20 %< I изм< I 100 % |
I100 %< I изм< I 120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1-3, 5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,58) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,9 |
- |
±2,7 |
±1,9 |
±1,7 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,4 |
±2,1 | |
|
0,5 |
- |
±5,7 |
±3,3 |
±2,7 | |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,4 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,9 |
±2,8 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,8 |
±3,3 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,9 |
±2,5 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±5,6 |
±3,4 |
±2,7 |
±2,7 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)< I изм< I 5 % |
I5 %< I изм< I 20 % |
I 20 %< I изм< I 100 % |
I100 %< I изм< I 120 % | ||
|
1-3, 5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
±7,2 |
±4,0 |
±3,1 |
|
0,8 |
- |
±5,2 |
±3,1 |
±2,6 | |
|
0,7 |
- |
±4,3 |
±2,7 |
±2,3 | |
|
0,5 |
- |
±3,5 |
±2,3 |
±2,1 | |
|
4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
±6,7 |
±5,0 |
±4,2 |
±4,2 |
|
0,8 |
±6,6 |
±4,3 |
±3,8 |
±3,8 | |
|
0,7 |
±6,6 |
±4,0 |
±3,6 |
±3,6 | |
|
0,5 |
±6,6 |
±3,7 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИ условиях относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с. |
С КУЭ в рабочих | ||||
|
Примечания: 1 Погрешность измерений 51(2)%р и 5i(2)%q для cosф=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%р и 5i(2)%q для созф<1,0 нормируется от 12%. 2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин. 3 В качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. | |||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
5 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от !ном для ИК № 4 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Г ц температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 1 до 120 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от I юм для ИК № 4 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Г ц |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от +5 до +35 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от +5 до +35 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +21 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
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: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
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.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика и сервера следующих событий:
- фактов параметрирования;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
|
Таблица 6 — Комплектность АИИС |
КУЭ | |
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛК-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
5 |
|
Сервер |
IBM System x3250 M5 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.268 ПФ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) и входящих в группу точек поставки на ОРЭМ и являющихся группой малых присоединений измерительных комплексов (ИК) ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.34.2014.18716.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
Смотрите также
