Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Ижевский мотозавод "Аксион-Холдинг"
Номер в ГРСИ РФ: | 82440-21 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ЭНКОМ-ПРО", г. Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Ижевский мотозавод «Аксион-Холдинг» (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 | 82440-21 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Ижевский мотозавод "Аксион-Холдинг" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 034 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ЭНКОМ-ПРО" (ООО "ЭНКОМ-ПРО"), г. Владимир
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 | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
82440-21: Описание типа СИ | Скачать | 335.6 КБ | |
82440-21: Методика поверки МП ЭПР-342-2021 | Скачать | 11.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Ижевский мотозавод «Аксион-Холдинг» (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 двухуровневую 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 (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ), 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, 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 сервера информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ субъекта оптового рынка 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, состояний 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УСВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.0772014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные данные (признаки) | ||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli-ents.dll |
CalcLeak age. dll |
CalcLoss es.dll |
Metrology, dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | ||||
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0 blb21906 5d63da94 9114dae4 |
bl959ff70 belebl7c 83f7bOf6d 4al32f |
d79874dl 0fc2bl56 a0fdc27e lca480ac |
52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Значение | |||||
ParseBin. dll |
Par-seIEC.dll |
Parse-Modbus.dll |
ParsePira mida.dll |
SynchroN SI. dll |
Verify-Time.dll |
не ниже 3.0 | |||||
6f557f885 |
48е73а92 |
c391d642 |
ecf53293 |
530d9b01 |
lea5429 b261fb0 e2884f5 b356ald le75 |
Ь7372613 |
83dle664 |
71acf405 |
5cala3fd |
26f7cdc2 | |
28cd7780 |
9452 lf63 |
5bb2a4d3 |
3215049a |
3ecd814c | |
5bdlba7 |
d00b0d9f |
felf8f48 |
flfd979f |
4eb7ca09 | |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
ПС 110 кВ Культбаза, II с.ш. 6 кВ, яч. ф. №1322 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-02 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
IROBO- 2000-40B5E-G3 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 |
2 |
ПС 110 кВ Культбаза, III с.ш. 6 кВ, яч. ф. №1327 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 | ||
3 |
ПС 110 кВ Подлесная, I с.ш. 6 кВ, яч. ф. №1603 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2473-00 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 | ||
4 |
ПС 110 кВ Подлесная, II с.ш. 6 кВ, яч. ф. №1606 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
5 |
РУ-6-26, ЗРУ-6 кВ, II с.ш., яч.14 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 47958-16 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
IROBO-2000-40B5E-G3 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 |
6 |
РУ-6-26, ЗРУ-6 кВ, II с.ш., яч.17 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 47958-16 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 | ||
7 |
РУ-6-26, ЗРУ-6 кВ, II с.ш., яч.15 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 75/5 Рег. № 47958-16 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 | ||
8 |
РУ-6-26, ЗРУ-6 кВ, II с.ш., яч.22 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 75/5 Рег. № 32139-11 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 | ||
9 |
РУ-6-7, ЗРУ-6 кВ, II с.ш., яч.18 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 | ||
10 |
РУ-6-7, ЗРУ-6 кВ, III с.ш., яч.27 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
РУ-6-27, ЗРУ-6 кВ, I с.ш., яч.5 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
IROBO- 2000-40B5E-G3 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 |
12 |
РУ-6-27, ЗРУ-6 кВ, II с.ш., яч.10 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 47958-16 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 | ||
13 |
ТП-17 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ф.18 |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 | ||
14 |
РУ-6-26, ЗРУ-6 кВ, II с.ш., яч.24 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 47958-16 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 | ||
15 |
РУ-6-7, ЗРУ-6 кВ, I с.ш., яч.2 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 47958-16 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 | ||
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) |
±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 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ и ТН, 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 УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера 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 |
15 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от -10 до +35 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08) и типа ПСЧ-4ТМ.05М: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12) и типа ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСВ: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для сервера: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
1 |
2 | |
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и средств измерений, лет, не менее |
двух направлениях, сут, информации состояний |
113 40 3,5 |
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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (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 |
ТПОЛ-10 |
10 |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2 |
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
2 |
Трансформаторы тока проходные |
ТПЛ-10-М |
12 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
2 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 УЗ |
3 |
Трансформаторы напряжения измерительные |
ЗНОЛ.06 |
12 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
10 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
2 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Сервер |
IROBO-2000-40B5E-G3 |
1 |
Методика поверки |
МП ЭПР-342-2021 |
1 |
Паспорт-формуляр |
ЭНКП.411711.АИИС.034 ПФ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
АИИС КУЭ АО «Ижевский мотозавод «Аксион-Холдинг», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 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