Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Кирпичные заводы"
| Номер в ГРСИ РФ: | 86446-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ГАРАНТ ЭНЕРГО", г. Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Кирпичные заводы» (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 | 86446-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Кирпичные заводы" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 01/2022 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ГАРАНТ ЭНЕРГО" (ООО "ГАРАНТ ЭНЕРГО"), г. Москва
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
| 86446-22: Описание типа СИ | Скачать | 316.3 КБ | |
| 86446-22: Методика поверки | Скачать | 10.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Кирпичные заводы» (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), 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 2.0», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), 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.
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (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 формата 80020 в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.
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 каждые 30 минут. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УСВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на ±2 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. Заводской номер 01/2022, указывается в формуляре-паспорте на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Кирпичные заводы».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0». ПО «Пирамида 2.0» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2.0» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2.0» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
BinaryPackControls.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CheckDataIntegrity.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComIECFunctions.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComModbusFunctions.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComStdFunctions.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E3 73 |
|
Идентификационное наименование ПО |
DateTimeProcessing.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D |
|
Идентификационное наименование ПО |
SafeValuesDataUpdate.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
B6740D3419A3BC1A42763 860BB6FC8AB |
|
Идентификационное наименование ПО |
SimpleVerifyDataStatuses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A3 9 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SummaryCheckCRC. dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ValuesDataProcessing.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
TH |
Счетчик |
УСВ |
Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
ТП 6 кВ Гуковский кирпич, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 М УЗ Кл.т. 0,5S 1000/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С |
- |
псч-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 |
УСВ-3 Per. № 84823-22 |
Сервер, совместимый с платформой х86-х64 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,4 5,8 |
|
2 |
ТП 6 кВ Гуковский кирпич, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2 |
Т-0,66 М УЗ Кл.т. 0,5S 1000/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С |
- |
псч-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,4 5,8 | ||
|
3 |
ТП-1282 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод 1 |
ТТН-125 Кл.т. 0,5S 2000/5 Per. № 75345-19 Фазы: А; В; С |
- |
псч-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
з,з 5,5 | ||
|
4 |
ТП-1282 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод 2 |
ТТН-125 Кл.т. 0,5S 2000/5 Per. № 75345-19 Фазы: А; В; С |
- |
псч-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
з,з 5,5 | ||
Лист № 5
Всего листов 10
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
5 |
ТП-1 10 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТТН-100 Кл.т. 0,5S 1500/5 Per. № 75345-19 Фазы: А; В; С |
- |
псч-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 |
УСВ-3 Per. № 84823-22 |
Сервер, совместимый с платформой х86-х64 |
Активная Реактивная |
1,0 2Д |
3,3 5,6 |
|
6 |
ТП-3 10 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТТН-100 Кл.т. 0,5S 1500/5 Per. № 75345-19 Фазы: А; В; С |
- |
псч-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,6 | ||
|
7 |
ТП-2 10 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТТН-100 Кл.т. 0,5S 1500/5 Per. № 75345-19 Фазы: А; В; С |
- |
псч-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,6 | ||
|
8 |
ТП-2 10 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2 |
ТТН-100 Кл.т. 0,5S 1500/5 Per. № 75345-19 Фазы: А; В; С |
- |
псч-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,6 | ||
|
9 |
ТП-1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СП! 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ Котельная |
Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,5S 400/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С |
- |
псч-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,6 | ||
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АПИС 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 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 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 |
9 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Г ц |
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 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Г ц |
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 | |
|
для ИК №№ 1, 2 |
от -10 до +35 |
|
для ИК №№ 3, 4 |
от +10 до +35 |
|
для ИК №№ 5-9 |
от 0 до +35 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
|
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 |
180000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Продолжение таблицы 3
|
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;
сервера.
- 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 |
Т-0,66 М У3 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТТН-125 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТТН-100 |
12 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
9 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер |
Сервер, совместимый с платформой х86-х64 |
1 |
|
Формуляр-паспорт |
01.2022.КЗ-АУ.ФО-ПС |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ «Кирпичные заводы», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312078.
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
