Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО "Белла"
Номер в ГРСИ РФ: | 74230-19 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Электроконтроль", Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО «Белла» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 74230-19 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО "Белла" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 068 |
Производитель / Заявитель
ООО "Электроконтроль", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 3 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
74230-19: Описание типа СИ | Скачать | 108.9 КБ | |
74230-19: Методика поверки МП ЭПР-128-2019 | Скачать | 9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО «Белла» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», коммуникационный сервер ООО «Белла» и сервер базы данных ООО «Белла» с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», коммуникационный сервер
ООО «Энергопромсбыт» и сервер базы данных ООО «Энергопромсбыт» с ПК «Энергосфера», устройство синхронизации времени, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для измерительных каналов (ИК) №№ 3, 4 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на GPRS терминал, и далее по защищённому каналу передачи данных (GPRS/3G) - на коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Также реализована возможность опроса счётчиков по проводным линиям связи коммуникационным сервером ООО «Белла», на котором осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Для ИК №№ 1, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД по защищённому каналу передачи данных (GPRS/3G) поступает на коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
От коммуникационного сервера ПАО «МОЭСК» информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на коммуникационный сервер ООО «Белла» и коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт» по каналу связи сети Internet.
По локальной сети ООО «Белла» и ООО «Энергопромсбыт» полученные данные передаются на соответствующие серверы базы данных, на которых осуществляется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Также коммуникационный сервер ООО «Белла» и коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт» могут принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от коммуникационного сервера ООО «Энергопромсбыт» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы коммуникационного сервера и сервера базы данных ООО «Белла», часы коммуникационного сервера ПАО «МОЭСК», часы коммуникационного сервера и сервера базы данных ООО «Энергопромсбыт», устройство синхронизации времени УСВ-3.
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. Контроль показаний времени часов каждого сервера (коммуникационного сервера и сервера базы данных ООО «Белла», коммуникационного сервера и сервера базы данных ООО «Энергопромсбыт») осуществляется 1 раз в час, коррекция часов каждого сервера производится независимо от величины расхождений. Сравнение часов каждого сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия.
Сравнение показаний часов коммуникационного сервера ПАО «МОЭСК» с УСВ-3 осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов УСПД с часами коммуникационного сервера ПАО «МОЭСК» осуществляется не реже 1 раза в час. Корректировка часов УСПД производится независимо от величины расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК №№ 1, 2) с часами УСПД осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК №№ 3, 4) с часами коммуникационного сервера ООО «Белла» осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» и программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
ПО «АльфаЦЕНТР» (коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК») | |
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07.07 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПК «Энергосфера» (коммуникационный сервер и сервер базы данных ООО «Белла») | |
Идентификационное наименование ПО |
pso_metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПК «Энергосфера» (коммуникационный сервер и сервер базы данных ООО «Энергопромсбыт») | |
Идентификационное наименование ПО |
pso_metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 7.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Устройство синхронизации времени |
Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
1 |
ПС-734 РУ-6 кВ секция 1Б яч. фид. 8 |
ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А; С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-327L Рег. № 41907-09 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
HP ProLiant DL370 G6 HP ProLiant DL360 G9 HP ProLiant DL 360e G8 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,7 |
2 |
ПС-734 РУ-6 кВ секция ПА яч. фид. 45 |
ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-07 Фазы: АВС |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
3 |
РП-6 кВ, Ввод-1 1 с.ш., яч. 2 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 54371-13 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
— |
— |
ACER Verition M661 Dell R730xd HP ProLiant DL360 G9 HP ProLiant DL 360e G8 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
4 |
РП-6 кВ, Ввод-2 2 с.ш., яч. 13 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 54371-13 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
— |
— |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени
30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном, cos9 = 0,8инд.
4 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. Допускается замена УСПД и устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество ИК |
4 |
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 95 до 105 от 1 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -40 до +40 от +5 до +40 от +5 до +40 от +10 до +40 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа Альфа А1800: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ-3: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для серверов HP ProLiant: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера ACER: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера Dell: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч |
120000 24 220000 2 250000 24 45000 2 23612 1 22732 1 23547 1 |
Глубина хранения информации: для счетчиков типа Альфа А1800: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее |
180 30 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
114 |
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
210 |
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
для серверов: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (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 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ-10 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
6 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
Устройства сора и передачи данных |
RTU-327L |
1 |
У стройства синхронизации |
УСВ-3 |
1 |
Коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК» |
HP ProLiant DL370 G6 |
1 |
Коммуникационный сервер ООО «Белла» |
ACER Verition M661 |
1 |
Сервер базы данных ООО «Белла» |
Dell R730xd |
1 |
Коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт» |
HP ProLiant DL360 G9 |
1 |
Сервер базы данных ООО «Энергопромсбыт» |
HP ProLiant DL 360e G8 |
1 |
Методика поверки |
МП ЭПР-128-2019 |
1 |
Формуляр |
СНДЛ.411711.206.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-128-2019 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО «Белла». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 11.01.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 5738-76);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 28134-04);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ для энергоснабжения ООО «Белла», свидетельство об аттестации № 146/RA.RU.312078/2019.
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