Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Агроторг"
| Номер в ГРСИ РФ: | 72351-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Агроторг» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 72351-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Агроторг" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 175 |
Производитель / Заявитель
ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 72351-18: Описание типа СИ | Скачать | 124.8 КБ | |
| 72351-18: Методика поверки МП 26.51.43-12-3329074523-2018 | Скачать | 909 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Агроторг» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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 (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер сбора и сервер баз данных АИИС КУЭ, NTP-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и обеспечения питания технологического оборудования, автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Энфорс АСКУЭ БП».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. 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 минут.
Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч, Q, квар^ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml - файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной цифровой подписи (далее - ЭЦП) субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс.
Сравнение показаний часов сервера сбора и БД с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера сбора и БД производится по запросу каждые 30 мин, коррекция часов выполняется при расхождении на величину ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков электрической энергии с часами сервера сбора и БД производится во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний с часами сервера сбора и БД на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Энфорс АСКУЭ БП». ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных и непреднамеренных изменений, что соответствует уровню защиты «высокий» по ГОСТ Р 8.883-2015. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
Collector_energy.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
51А2АА81 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
5.0.92.1 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
bp_admin.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
90В35ЕА6 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7.4.1 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номр ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
Сервер/УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
РТП 10кВ ЗАО «Тэлпрайс», РУ-10кВ, Сек.1 10кВ, яч. 3, Ф.16 |
ф.А.ТЛП-10 ф.С.ТЛП-10 400/5, КТ 0,2S Рег. № 30709-07 |
ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
DELL PowerEdge R630, HP ProLiant DL360/ NTP-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» |
|
2 |
РТП 10кВ ЗАО «Тэлпрайс», РУ-10кВ, Сек.2 10кВ, яч. 17, Ф.9 |
ф.А.ТЛП-10 ф.С.ТЛП-10 400/5, КТ 0,2S Рег. № 30709-07 |
ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
3 |
РТП 10кВ ЗАО «Тэлпрайс», РУ-10кВ, Сек.2 10кВ, яч. 11, КЛ-10кВ |
ф.А.ТЛП-10 ф.С.ТЛП-10 75/5, КТ 0,2S Рег. № 30709-11 |
ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
4 |
РТП 10кВ №9 ЗАО «Тэлпрайс», РУ-10кВ, Сек.А-10кВ, яч. 9, Ввод Т1 |
ф.А.ТПОЛ 10 ф.С.ТПОЛ 10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02 |
ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
|
5 |
РТП 10кВ №9 ЗАО «Тэлпрайс», РУ-10кВ, Сек.Б-10кВ, яч. 3, Ввод Т2 |
ф.А.ТПОЛ 10 ф.С.ТПОЛ 10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02 |
ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 |
Меркурий 230 ART-00 PQCSIGDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
|
6 |
РТП 10кВ №9 ЗАО «Тэлпрайс», РУ-10кВ, ТСН «А», ТСН «Б», Ввод 0,4кВ |
- |
- |
Меркурий 230 ART-01 PQCSIGDN КТ 1,0/2,0 Рег. № 23345-07 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ПС 110кВ «Завод турбинных лопаток» (ПС 54), РУ-6кВ, 5 с.ш. 6кВ, яч. 56, Ввод 1 |
ф.А.ТЛП-10-М ф.В.ТЛП-10-М ф.С.ТЛП-10-М 150/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-07 |
ф.А.ЗНОЛ.06-6 ф.В.ЗНОЛ.06-6 ф.С.ЗНОЛ.06-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
DELL PowerEdge R630, HP ProLiant DL360/ NTP-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» |
|
8 |
ПС 110кВ «Завод турбинных лопаток» (ПС 54), РУ-6кВ, 6 с.ш. 6кВ, яч. 66, Ввод 2 |
ф.А.ТЛП-10-М ф.В.ТЛП-10-М ф.С.ТЛП-10-М 150/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-07 |
ф.А.ЗНОЛ.06-6 ф.В.ЗНОЛ.06-6 ф.С.ЗНОЛ.06-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
1 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. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±5), % |
Г раницы погрешности в рабочих условиях, ±5),% |
|
1-3 |
Активная Реактивная |
0,7 1,1 |
1,2 2,2 |
|
4,5 |
Активная Реактивная |
1,5 2,2 |
3,5 5,9 |
|
6 |
Активная Реактивная |
1,2 2,3 |
3,6 6,7 |
|
7, 8 |
Активная Реактивная |
1,5 2,2 |
2,5 4,3 |
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8 (япф=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cosф=0,8 (мпф=0,6), токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до 40 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
8 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от 99 до101 от 100 до 120 0,9 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9(sin9) - температура окружающей среды для счетчиков, °С - температура окружающей среды для ТТ, °С - температура окружающей среды для ТН, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, не более ,% - частота, Гц |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк от 0 до +40 от -45 до +40 от -45 до +40 от 80 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.02М, ч, не менее - среднее время наработки на отказ ПСЧ-4ТМ.05МК, ч, не менее - среднее время наработки на отказ Меркурий 230, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, для СЭТ-4ТМ.02М и ПСЧ-4ТМ.05МК, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, для Меркурий 230, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
165000 165000 150000 2 110 10 85 10 3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±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.
Регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10-М |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-10 |
12 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.02М.02 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Меркурий 230 ART-00 PQCSIGDN |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Меркурий 230 ART-01 PQCSIGDN |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
2 |
|
Сервер БД |
HP ProLiant DL360 |
1 |
|
Сервер сбора |
DELL PowerEdge R630 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
NTP-сервер ФГУП «ВНИИФ-ТРИ» |
1 |
|
Программное обеспечение |
«Энфорс АСКУЭ БП» |
1 |
|
Методика поверки |
МП 26.51.43-12-3329074523 2018 |
1 |
|
Формуляр |
АСВЭ 175.00.000 ФО |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-12-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Агроторг». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 29.06.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018 «Методика измерения потерь напряжения в линиях связи счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчики СЭТ-4ТМ.02М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчики Меркурий 230 - в соответствии с документом АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические «Меркурий 230». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», согласованному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «28» апреля 2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.
Сведения о методах измерений
«Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Агроторг», аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
