Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ИК МЕГА"
Номер в ГРСИ РФ: | 62815-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ПраймЭнерго", г.Москва |
62815-15: Описание типа СИ | Скачать | 102.2 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ИК МЕГ А» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 62815-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ИК МЕГА" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 024 |
Производитель / Заявитель
ООО "ПраймЭнерго", г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
62815-15: Описание типа СИ | Скачать | 102.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ИК МЕГА» (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, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
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 - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) Энергосфера.
Измерительные каналы (далее - 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.
ИВК автоматически опрашивает счетчики АИИС КУЭ. В ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения
статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя УСВ-3, ИВК, счетчики электрической энергии.
Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет ИВК, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и ИВК на величину более ± 2 с.
Корректировка часов ИВК выполняется автоматически, от устройства синхронизации времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12). В комплект УСВ-3 входят антенный блок для наружной установки и блок питания с интерфейсами. Корректировка часов ИВК происходит ежесекундно.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже ± 5,0 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «ИК МЕГА» используется ПО Энергосфера, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО Энергосфера 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 Энергосфера.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
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
Порядковый номер |
Наименование объекта и номер ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
Саратовская ТЭЦ-1 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, I сш-6 кВ, яч. 38, ф.630 |
ТПОЛ-10-3 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 3514; Зав. № 3515; Зав. № 3518 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4024; Зав. № 3767 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111063006 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,9 |
2 |
Саратовская ТЭЦ-1 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, II сш-6 кВ, яч. 5, ф.650 |
ТПОЛ-10-3 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 3516; Зав. № 3517; Зав. № 3519 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 996; Зав. № 688 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0107060108 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,9 |
3 |
ЦРП -6 кВ ООО «Инвестиционная компания МЕГА», РУ-6 кВ, I сш - 6 кВ, яч. 27 |
ТПЛ-10с-У3 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 0714100000001 Зав. № 0714100000002 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9352 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612080703 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
4 |
ЦРП -6 кВ ООО «Инвестиционная компания МЕГА», РУ-6 кВ, II сш - 6 кВ, яч. 20 |
ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 27910; Зав. № 27800 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9646 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612080693 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
5 |
ЦРП - 6 кВ ООО «Инвестиционная компания МЕГА», РУ-6 кВ, I сш - 6 кВ, яч. 25 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 2665; Зав. № 1880 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9352 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108150087 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
6 |
ЦРП - 6 кВ ООО «Инвестиционная компания МЕГА», РУ-6 кВ, II сш - 6 кВ, яч. 28 |
ТЛК 10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 3149; Зав. № 3618 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9646 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105151311 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
7 |
ТП-1 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ф.1 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 228361; Зав. № 532339; Зав. № 532335 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110152236 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
8 |
ТП-1 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ф.2 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 128945; Зав. № 189740; Зав. № 190618 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110152277 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
9 |
ТП-1 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ф.3 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 006454; Зав. № 006415; Зав. № 006456 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110152280 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
10 |
ЩУ-0,4 кВ Власов В.П., ф.ввод от РЩ-5 |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.24 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1110150005 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,4 |
±3,2 ±6,4 |
11 |
ТП-3 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, II сш -0,4 кВ, ф.22 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 233998; Зав. № 233995; Зав. № 234935 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110152269 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
12 |
ПР №1 0,4 кВ корпуса №3, РУ-0,4 кВ, ф.5 |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.24 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1110150083 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,4 |
±3,2 ±6,4 |
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; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от плюс 21 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- 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 ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 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 силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 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.03 от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М.12 от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК от минус 40 до плюс 60 °C;
- 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 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 12 от 0 до плюс 40 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М.12 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч.
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;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
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).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; 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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ИК МЕГА» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
№ Г осреестра |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10-3 |
1261-08 |
6 |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10с-У3 |
29390-05 |
2 |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10У3 |
1276-59 |
2 |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
22192-07 |
2 |
Трансформатор тока |
ТЛК 10 |
9143-06 |
2 |
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
52667-13 |
6 |
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
22656-07 |
3 |
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
47176-11 |
3 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
380-49 |
2 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
36355-07 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
46634-11 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 |
46634-11 |
4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.24 |
46634-11 |
2 |
Программное обеспечение |
Энергосфера |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 62815-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ИК МЕГА». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2015 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 без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.12 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 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 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до -100%, дискретность 0,1%.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с Приказом Минпромторга России № 1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ООО «ИК МЕГА», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.