Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "УК "ДИП"
| Номер в ГРСИ РФ: | 79072-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Сибэнергоконтроль", г.Кемерово |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «УК «ДИП» (далее по тексту - АИИС КУЭ ООО «УК «ДИП») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации через удаленное автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) АО «Система» в АО «АТС», ПАО «Красноярскэнергосбыт», МУПЭС, филиал АО «СО ЕЭС» Красноярское РДУ. Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов с энергосбытовыми организациями и оперативного управления энергопотреблением.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 79072-20 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "УК "ДИП" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 267956fe-7e0b-bf97-fa9d-c310575e8c90 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
АО "Сибэнергоконтроль", г.Кемерово.
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
79072-20: Описание типа
2024-79072-20.pdf
|
Скачать | 514.2 КБ | |
|
79072-20: Методика поверки
2024-mp79072-20.pdf
|
Скачать | 3.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «УК «ДИП» (далее по тексту - АИИС КУЭ ООО «УК «ДИП») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации через удаленное автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) АО «Система» в ПАК АО «АТС», ПАО «Красноярскэнергосбыт», МУПЭС, филиал АО «СО ЕЭС» Красноярское РДУ. Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов с энергосбытовыми организациями и оперативного управления энергопотреблением.
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 - информационно-измерительный комплекс (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) (для ИК №№ 12 и 13), счетчики активной и реактивной электроэнергии и вторичные измерительные цепи;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений (сервер БД) с специализированным программным обеспечением (СПО) ПК «Энергосфера», устройство синхронизации системного времени (УССВ) с приемником сигналов ГЛОНАСС/GPS, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура), удаленное автоматизированное рабочие место (АРМ) энергосбытовой организации (ЭСО).
Основными функциями АИИС КУЭ являются:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- один раз в сутки и по запросу сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии со счетчиков (ИИК), с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах электроэнергии и журналов событий в базе данных сервера БД в течение 3,5 лет (для 30 минутных приращений энергии);
- резервирование баз данных на DVD-дисках;
- разграничение доступа посредством паролей к базам данных для разных групп пользователей, и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- конфигурирование параметров и настроек АИИС КУЭ;
- защита от несанкционированного доступа маркированием и пломбированием узлов системы;
- подготовку данных по результатам измерений в XML-формате для их передачи по электронной почте через удаленный АРМ ЭСО в ПАК АО «АТС», ПАО «Красноярскэнергосбыт», МУПЭС, филиал АО «СО ЕЭС» Красноярское РДУ;
- ведение журнала событий технических и программных средств (счетчики, устройство сбора и передачи данных (УСПД) в качестве устройства синхронизации системного времени (УССВ), линии связи, ПК «Энергосфера») на сервере ИВК, УСПД и счетчиках;
- ведение системы единого времени.
Принцип действия:
Для ИК №№ 1 - 11, первичные фазные токи преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы и напряжение с шины 0,4 кВ по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии, для ИК №№ 12, 13, первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии.
Счетчики производят измерения и вычисления полученной активной и реактивной энергии и мощности. Интервал времени усреднения мощности для коммерческого учета установлен равным 30 минут. Счетчики автоматически записывают в память измеренные величины (активной и реактивной энергии), с интервалом усреднения 30 минут, на глубину не менее 45 суток (в соответствии с техническими требованиям АО «АТС» Приложение 11.1). В памяти счетчика хранятся два четырехканальных (актив/реактив, прием/отдача) независимых массива профиля мощности. Основные и вспомогательные величины, выбранные для отображения на жидкокристаллическом индикаторе и их последовательность, определяются при программировании счетчика. Измерительная информация и журналы событий со счетчиков электрической энергии по беспроводному каналу с использованием GSM-сети передаются на сервер БД. Вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения ПК «Энергосфера» на сервере БД, просмотр баз данных доступен на АРМ.
Один раз в сутки с ИВК АИИС КУЭ сформированный файл отчета с результатами измерений в формате XML автоматически передается по выделенному каналу сети «Интернет» через удаленный АРМ АО «Система» в ПАК АО «АТС», ПАО «Красноярскэнергосбыт», МУПЭС и в филиал АО «СО ЕЭС» Красноярское РДУ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя часы УССВ, сервера и счетчиков электрической энергии. СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК и ИВК). Для синхронизации времени компьютера сервера БД используется УССВ, реализованное на базе устройства передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000». Модуль ГЛОНАСС/GPS используемый в составе УСПД ЭКОМ-3000 обеспечивает прием сигналов точного времени и синхронизацию УСПД по системе ГЛОНАСС/GPS с периодичностью не реже одного раза в сутки, коррекция часов проводится при расхождении более чем на ±1 с. Синхронизация ИИК происходит от ИВК. Сравнение времени часов счетчиков с временем сервера ИВК происходит в каждом сеансе связи счетчика и ИВК, коррекция производится не чаще одного раза в сутки (свойство применяемого счетчика) при расхождении часов на значение, превышающее ±2 с.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью не хуже ±5,0 с.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 14. Заводской номер указывается в формуляре-паспорте на АИИС КУЭ. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в формуляре-паспорте на АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется СПО ПК «Энергосфера® 8», установленное на серверах АИИС КУЭ, зарегистрированное в Едином реестре российских программ для ЭВМ и баз данных под № 1691.
Уровень защиты СПО ПК «Энергосфера® 8» 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 по Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «высокий».
Метрологически значимой частью ПО является библиотека pro_metr.dll, выполняющая функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета. Информационные данные библиотека pro_metr.dll приведены в таблице 1.
Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
СПО ПК «Энергосфера® 8» |
|
Идентификационное наименование ПО |
pro metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ |
Сервер БД |
Вид электроэнергии |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
ТП 6/101-4-6-10, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону корпуса № 4 |
ТТИ-60 600/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-14 |
AQUARIUS SERVER |
Активная / реактивная |
|
2 |
ТП 6/101-4-6-10, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону корпуса № 8 |
ТТИ-30 200/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
3 |
ТП 6/101-4-6-10, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону корпуса № 4 |
ТТЭ-60 750/5, КТ 0,5 Рег. № 52784-13 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
4 |
ТП 17/101-6-10, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 М 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 71031-18 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
5 |
ТП 17/101-6-10, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2 |
Т-0,66 М 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 71031-18 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
6 |
ТП 10/101-10, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону корпуса № 2 |
ТТИ-85 750/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
7 |
ТП 12/101-10, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону корпуса № 5, 7, КРАНа |
ТТИ-85 800/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
8 |
ТП 13/101-10, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону корпуса № 3, цеха № 3 |
ТТИ-60 600/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
9 |
ТП 13/101-10, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону цеха Поперечный |
ТТИ-40 400/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
10 |
ТП 7/101-6-10, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, панель 1 |
Т-0,66 М 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 71031-18 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-14 |
AQUARIUS SERVER |
Активная / реактивная |
|
11 |
ТП 7/101-6-10, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, панель 9 |
Т-0,66 М 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 71031-18 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
12 |
ПС 110/35/6 кВ №101 «Гидростроитель», ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.23, ф.101-12 |
ТОЛ-НТЗ-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 51679-12 |
НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |||
|
13 |
ПС 110/35/6 кВ №101 «Гидростроитель», ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.26, ф.101-9 |
ТОЛ-СВЭЛ 600/5, КТ 0,5S Рег. № 42663-09 |
НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |||
|
Примечания: 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 метрологических характеристик, указанных в таблицах 3 и 4; 2 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа СИ; 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 - Метрологические характеристики при измерении активной электрической энергии____________________________________________________________________________
|
№ ИК |
Коэффициент мощности, cos (ф) |
Доверительные границы допускаемых относительных погрешностей измерений активной электроэнергии для рабочих условий измерений | ||
|
±55%Р, [%] WPI5% -^изм<^120% |
±^20%Р, [%] W PI20%-W Ризм^РПОО/ |
±5100%Р, [%] W PI100%—W Ризм—WPI12O% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 - 11 |
0,5 |
5,5 |
3,0 |
2,3 |
|
0,8 |
3,2 |
2,0 |
1,7 | |
|
1,0 |
2,1 |
1,5 |
1,4 | |
|
12, 13 |
0,5 |
5,7 |
3,4 |
2,2 |
|
0,8 |
3,4 |
2,3 |
1,7 | |
|
1,0 |
2,7 |
2,1 |
1,6 | |
|
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с |
±5 | |||
Продолжение таблицы 3 ._________________________________________________________
1 | 2 | 3 | 4 | 5
где 6 [%] - доверительная граница допускаемой относительной погрешности измерений при значении тока в сети, равном 5% (65%p), 20% (620%p) и 100% (6ioo%p) относительно 1ном; Wn3M - значение приращения активной (P) электроэнергии за часовой интервал времени в диапазоне измерений с границами 5% (Wpi5%), 20% (Wpi20%), 100% (Wpiioo%) и 120% (Wpii20%).
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 %.
Таблица 4 - Метрологические характеристики при измерении реактивной электрической энергии____________________________________________________________________________
|
№ ИК |
Коэффициент мощности, sin (ф) |
Доверительные границы допускаемых относительных погрешностей измерений реактивной электроэнергии для рабочих условий измерений | ||
|
±65%Q, [%] WqI5% <WQизм< WQI20% |
±620%Q, [%] W QI20%<W Qизм<W QI100% |
±6100%q, [%] WqI100%<W Qизм<W QI120% | ||
|
1 - 11 |
0,5 |
6,3 |
4,2 |
3,7 |
|
0,8 |
4,3 |
3,4 |
3,3 | |
|
1,0 |
3,5 |
3,2 |
3,2 | |
|
12, 13 |
0,5 |
5,4 |
4,1 |
3,3 |
|
0,8 |
3,8 |
3,3 |
3,0 | |
|
1,0 |
3,5 |
3,2 |
2,9 | |
|
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с |
±5 | |||
|
где 6 [%] - доверительная граница допускаемой относительной погрешности измерений при значении тока в сети, равном 5% (65%q), 20% (620%q) и 100% (6100%q) относительно 1ном; Wизм - значение приращения реактивной (Q) электроэнергии за часовой интервал времени в диапазоне измерений с границами 5% (Wqi5%), 20% (Wqi20%), 100% (Wqii00%) и 120% (Wqi120%). Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая); 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 %. | ||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
13 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Пном - частота, Гц - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности cоsф - температура окружающей среды, °С |
от 98,0 до 102,0 от 49,86 до 50,85 от 5 до 120 0,866 от +21 до +25 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- сила тока, % от Ihom |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности cоsф |
От 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °С - для ТТ |
от -45 до +40 |
|
- для ТН |
от -45 до +40 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
80000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, более Сервер: |
10 |
|
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование электрического 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 электросчетчиков:
параметрирования;
пропадания питания;
коррекции времени в электросчетчике с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- в журнале событий сервера БД:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий» счетчиков электроэнергии.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательных коробок;
УССВ;
сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования электронной подписи);
установка пароля на электросчетчиках;
установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра-паспорта АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока |
ТТИ |
18 |
|
Трансформатор тока |
ТТЭ |
3 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 М У3 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СВЭЛ |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
11 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
2 |
|
Сервер сбора данных |
AQUARIUS SERVER T40 S43 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Формуляр-паспорт |
06.2019.019-АУ.ФО-ПС |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
06.2019.019-АУ.РЭ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «УК «ДИП», аттестованном ФБУ «Красноярский ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311212.
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
