Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "СК Короча" дополнение № 5
| Номер в ГРСИ РФ: | 79977-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Мираторг-Энерго", г. Белгород |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «СК Короча» дополнение №5 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 79977-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "СК Короча" дополнение № 5 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 05 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Мираторг-Энерго" (ООО "Мираторг-Энерго"), г. Белгород
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 30.06.2024 |
Поверители
Скачать
| 79977-20: Описание типа СИ | Скачать | 304.5 КБ | |
| 79977-20: Методика поверки МП 201-056-2020 | Скачать | 9.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «СК Короча» дополнение №5 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленные на присоединениях, указанных в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя виртуальный сервер АИИС КУЭ (далее сервер) базы данных (БД) в среде Windows 8 на базе шасси HP, с устройством синхронизации времени (УСВ-3), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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.
Измерительная информация на выходе счетчиков из состава измерительных каналов (ИК):
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Сервер при помощи ПО «АльфаЦентр» автоматически с периодичностью один раз в сутки и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ, ТН для ИК № 1, 2), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Обмен информацией между счетчиками и сервером происходит по GPRS.
При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт счетчиков.
На уровне ИВК выполняется формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML). Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется с АРМ АИИС КУЭ Сервера, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов спутникового времени УСВ-3, который обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера от источника точного времени синхронизированного с национальной шкалой координированного времени UTC (SU), часы сервера и счетчиков. Время сервера синхронизированы со временем УСВ-3, коррекция времени происходит 1 раз в 5 мин, допустимое рассогласование 1 с. Сличение времени часов счетчиков со временем часов сервера происходит при каждом обращении к счетчику, корректировка времени часов счетчиков происходит при расхождении со временем часов сервера более чем на 2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО 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.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Метрологически значимая часть ПО |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование объекта учета |
Состав ИК |
Метрологические характеристики ИК | ||||||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСВ, Сервер |
Вид элек тро-энер гии |
Границы допускаемой основной относительной по- |
Т-'-Г\ЛТТТГТГ\Г>'ТТТ Л-1-ХЛ ОЛ |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабо- |
чих условиях, ±6) % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |||
|
ПС 110 кВ |
TG145N |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 |
СЭТ- | ||||||||
|
Мираторг, 1 |
600/5 |
4ТМ.03М |
СВ-1 рег. № 28716-05, НР DL350G4p | ||||||||
|
1 |
сш 110 кВ, ввод 110 кВ |
Кл.т. 0,2S Рег. № |
Кл.т. 0,2 Рег. № 60353-15 |
Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № | |||||||
|
Т1 |
30489-09 |
36697-17 |
ак- | ||||||||
|
тив- |
0,6 |
1,4 | |||||||||
|
ная | |||||||||||
|
ре-ак- |
0,9 |
2,3 | |||||||||
|
тив- | |||||||||||
|
ПС 110 кВ |
TG145N |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 |
СЭТ- | ||||||||
|
Мираторг, 2 |
600/5 |
4ТМ.03М | |||||||||
|
2 |
сш 110 кВ, |
Кл.т. 0,2S |
Кл.т. 0,2 Рег. № 60353-15 |
Кл.т. 0,2 S/0,5 | |||||||
|
ввод 110 кВ |
Рег. № |
Рег. № | |||||||||
|
Т2 |
30489-09 |
36697-17 | |||||||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
3 |
ПС 35 кВ №434 Мираторг, 1 сш 10 кВ, яч.4, ввод 1 |
ТЛО-10 М1АС 400/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-17 |
УСВ-3 рег. № 64242-16, НР DL380Gen6 |
активная реактив ная |
0,9 1,3 |
1,6 2,5 |
|
4 |
ПС 35 кВ №434 Мираторг, 2 сш 10 кВ, яч.10, ввод 2 |
ТЛО-10 М1АС 400/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||||
|
5 |
ПС 35 кВ №434 Мираторг, 1 сш 10 кВ, яч.1, ввод 3 |
ТЛО-10 М1АС 400/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-17 |
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 минут.
3 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.
4 Допускается замена источника точного времени на аналогичный утвержденного типа.
5 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
6 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений.
7 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.
8 Рег.№ - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
Таблица 2 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cosф - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от 90 до 110 от 5 до 120 0,8 от 49,8 до 50,2 от -40 до +40 от +15 до +30 от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее Сервер: - коэффициент готовности, не менее |
140000 0,99 |
|
Глубина хранения информации Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: - тридцатиминутные приращения активной и реактивной электроэнергии каждого массива профиля составляет, сутки, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113 3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
- резервирование ИВК АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте и сотовой связи.
Регистрация событий в журнале событий счетчика:
- 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.
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сут (функция автоматизирована);
- сбор результатов измерений - не реже 1 раза в сут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационных документов на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средств измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
TG145N |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ-10 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер |
HP |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПО АльфаЦентр |
1 |
|
Методика поверки |
МИ 201-056-2020 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
СККд5.001-ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МИ 201-056-2020 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «СК Короча» дополнение №5. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 28.09.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИГЛШ.411152.145РЭ1;
- УСВ-3 - по методике поверки РТ-Мп-3124-441-2016;
- блоки коррекции времени ЭНКС-2 рег. № 37328-15;
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
метод измерений приведен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «СК Короча» дополнение №5, аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.02.2016 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
