Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Броско"
| Номер в ГРСИ РФ: | 79968-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Броско» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 79968-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Броско" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 11/08-19-02 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Электротехнические системы" (ООО "Электротехнические системы"), г. Хабаровск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| 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
| 79968-20: Описание типа СИ | Скачать | 353.6 КБ | |
| 79968-20: Методика поверки МП 206.1-064-2020 | Скачать | 853.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Броско» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), а также аппаратуру для передачи/приема данных по линиям связи; источники бесперебойного питания для каналообразующей аппаратуры.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), сервер баз данных (СБД) АИИС КУЭ с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.
Первичные фазные 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных. Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на сервер осуществляется посредством канала сотовой связи стандарта GSM.
Сервер базы данных с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос уровня ИИК. Полученная информация записывается в базу данных СБД.
На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от СБД по сети Internet через интернет-провайдера, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени УССВ-2, которое синхронизировано с национальной шкалой времени UTC (SU) по сигналам ГЛОНАСС.
Сравнение шкалы времени сервера с УССВ-2 происходит не реже, чем 1 раз в сутки посредством встроенного ПО сервера ИВК. Коррекция шкалы времени сервера выполняется при расхождении шкал времени сервера ИВК и УССВ-2 более, чем на ±1 с.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера не реже одного раза в сутки, коррекция времени счетчиков проводится при расхождении времени счетчика и сервера более чем на ±1с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передчи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «средний» в соответствии с Р 50.2.077 -2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблицы 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 15.11.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac_metrology.dll) |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК
|
Канал измерений |
Состав измерительного канала |
КТККТН^КСЧ | |||||
|
№№ ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) |
Обозначение, тип |
ИВКЭ | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
ПС 110 кВ «Городская» РУ-6 кВ 1с ячейка № 29 |
Кт = 0,5 S |
А |
ТЛО-10 | ||||
|
н н |
Ктт = 400/5 |
В |
ТЛО-10 | ||||
|
Рег. № 25433-11 |
С |
ТЛО-10 | |||||
|
1 |
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 16687-07 |
А В С |
НАМИТ-10-2 |
о о ОО | ||
|
Счетчики |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 | |||||
|
ПС 110 кВ «Городская» РУ-6 кВ 2с ячейка № 30 |
Кт = 0,5 S |
А |
ТОЛ-10-I | ||||
|
н н |
Ктт = 200/5 |
В |
ТОЛ-10-I | ||||
|
Рег. № 15128-07 |
С |
ТОЛ-10-I | |||||
|
2 |
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 16687-07 |
А В С |
НАМИТ-10-2 |
УССВ-2 Рег. № |
о о ci | |
|
Счетчики |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
54074-13 | ||||
|
ПС 110 кВ «Городская» РУ-6 кВ 2с ячейка № 32 |
Кт = 0,5 S |
А |
ТОЛ-НТЗ-10 | ||||
|
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
ТОЛ-НТЗ-10 | ||||
|
Рег. № 69606-17 |
С |
ТОЛ-НТЗ-10 | |||||
|
3 |
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 16687-07 |
А В С |
НАМИТ-10-2 |
о о ci | ||
|
Счетчики |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 | |||||
Продлолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
6 |
7 | ||
|
4 |
ПС 110 кВ «Городская» РУ-6 кВ 3с ячейка № 73 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 Рег. № 69606-17 |
А |
ТОЛ-НТЗ-10 |
УССВ-2 Зав. № 002395 Рег. № 54074-13 |
7200 |
|
В |
ТОЛ-НТЗ-10 | ||||||
|
С |
ТОЛ-НТЗ-10 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 16687-07 |
А |
НАМИТ-10-2 | ||||
|
В | |||||||
|
С | |||||||
|
Счетчики |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера однотипных ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (+5), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (+5), % |
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с |
|
1 - 4 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,0 3,8 |
+ 5 |
|
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cos9 = 0,5инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 °С до плюс 30 °С. | ||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды, °С |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 |
Продолжеие таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности, cos9 температура окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УССВ-2 магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от 90 до 110 от 2 до 120 От 0,5 инд дО 0,8 емк от -45 до +50 от -40 до +60 от -10 до +55 0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки до отказа, ч, - среднее время восстановления работоспособности, ч, УССВ-2: - коэфициент готовности, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч ИВК: - коэффициент готовности, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
140000 2 0,95 24 0,99 1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
45 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться по двум каналам связи;
Журналы событий счетчиков электроэнергии фиксируют время и даты наступления событий:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и
восстановления.
Журнал событий ИВК фиксирует:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величину синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных измерительных цепей;
- испытательной коробки;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-1-2 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
3 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 шт. |
|
Устройства синхронизации времени |
УССВ-2 |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП 206.1-064-2020 |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
11/08-19-02-ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-064-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Броско»». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 11.08.2020 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 и/или МИ 2845-2003 ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДИЯМ.468213.001МП) «Устройства
синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2, рег. № 37328-15;
- термогигрометр «CENTER» (мод. 315), рег. № 22129-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Броско», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат 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
