Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АГРОЭКО-ВОРОНЕЖ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 68245-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АГРОЭКО-ВОРОНЕЖ» (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 | 68245-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АГРОЭКО-ВОРОНЕЖ" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 004 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 68245-17: Описание типа СИ | Скачать | 110.7 КБ | |
| 68245-17: Методика поверки МП 206.1-189-2017 | Скачать | 895.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АГРОЭКО-ВОРОНЕЖ» (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 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 - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) в режиме измерений активной электроэнергии и по, ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) в режиме измерений 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 - 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) «АльфаЦЕНТР».
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 0,02с. 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.
Для ИК 1-7 цифровой сигнал с выходов счётчиков по GSM-связи, используя GSM-коммуникаторы, поступает на сервер ИВК. В сервере ИВК происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, накопление и обработка измерительной информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ 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 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 охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени (далее -УСВ), на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии отражается в журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов сервера БД и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.04, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.04 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
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
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
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 |
ПКУ-10 кВ, оп. № 141 ВЛ-10-2 ПС-110 кВ Докучаево (СК «Березовский») |
ТОЛ-НТЗ-10-01 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 19518; Зав. № 19509; Зав. № 19507 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 17862; Зав. № 17866; Зав. № 17547 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112160002 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2 |
ПКУ-10 кВ, оп. № 77 ВЛ-10-5 ПС-35 кВ Новая Меловатка (СК «Меловатский») |
ТОЛ-НТЗ-10-01 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 19506; Зав. № 19495; Зав. № 19496 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 14338; Зав. № 14790; Зав. № 14785 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110151010 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
3 |
ПКУ-10 кВ, оп. № 1 ВЛ-10-7 ПС-35 кВ Троицкое (СК «Новохоперский») |
ТОЛ-СЭЩ-10-11М Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 15340-15; Зав. № 15349-15; Зав. № 15358-15 |
ЗНОЛП-ЭК-10 М1Т Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 15-42786; Зав. № 15-42787; Зав. № 15-42788 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112160144 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
4 |
ПКУ-10 кВ, оп. № 38 ВЛ-10-2 ПС-35 кВ Троицкое (СК «Троицкий») |
ТОЛ-СЭЩ-10-11М Кл. т. 0,5S 100/5 Зав . № 15334-15; Зав. № 15336-15; Зав. № 15339-15 |
ЗНОЛП-ЭК-10 М1Т Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 15-42237; Зав. № 15-42239; Зав. № 15-42242 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112160060 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
5 |
ПКУ-10кВ, оп. № 2 ВЛ10-6 ПС-35 кВ Октябрьское (СК «Октябрьский») |
ТОЛ-СЭЩ-10-11М Кл. т. 0,5S 100/5 Зав . № 15346-15; Зав. № 15344-15; Зав. № 15345-15 |
ЗНОЛП-ЭК-10 М1Т Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 15-42238; Зав. № 15-42240; Зав. № 15-42241 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112160046 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
6 |
КТП 10/0,4 кВ Вывод 0,4 кВ ТМГ-1000 кВА (СК «Мечетский») |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав . № 272345; Зав. № 255409; Зав. № 255410 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1101170811 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
|
7 |
КТП 10/0,4 кВ Вывод 0,4 кВ ТМГ-1000 кВА (СК «Бутурлиновский») |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав . № 020239; Зав. № 020240; Зав. № 014307 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1104171800 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
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 для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 7 от 0 до плюс 30 °C.
4 . Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена измерительных компонентов оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
7 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 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, °C |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °C: |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
165000 |
|
- 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 Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
- 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 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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АГРОЭКО-ВОРОНЕЖ» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-10-01 |
51679-12 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-11М |
51623-12 |
9 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
36382-07 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ-10 |
51676-12 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-10 М1Т |
40015-08 |
9 |
Окончание таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 |
64450-16 |
4 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
46634-11 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
64450-16 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04.01 |
64450-16 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
- |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-189-2017 |
- |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-189-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АГРОЭКО-ВОРОНЕЖ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 16.06.2017 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»;
- 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 ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 - по документу ИГЛШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00 - 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.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - по документу ИГЛШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04.01 - по документу ИГЛШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- 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%;
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.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АГРОЭКО-ВОРОНЕЖ», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы
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
Смотрите также
