Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Хлеб"
| Номер в ГРСИ РФ: | 87191-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Рустех", г.Иваново |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Хлеб» (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 | 87191-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Хлеб" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 001 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Рустех" (ООО "Рустех"), г. Иваново
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 87191-22: Описание типа СИ | Скачать | 123.6 КБ | |
| 87191-22: Методика поверки | Скачать | 9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Хлеб» (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) 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 на базе закрытой облачной системы VMware (сервер) с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2.0», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), 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, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
От сервера информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ 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 производится 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 не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера производится при обнаружении расхождения.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера 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. Заводской номер 001, указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Хлеб».
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 | |||||||||
|
Идентификационное наименование ПО |
Пирамида 2.0 | |||||||||
|
Binary Pack Con-trols.dll |
Check Data Integri-ty.dll |
Coml ECFunc-tions.dll |
ComMod-busFunc-tions.dll |
Com StdFunc-tions.dll |
DateTime Pro-cessing.dll |
Safe Values DataUp-date.dll |
Simple Verify Data Statuses.dll |
Summary Check CRC.dll |
Values DataProc essing.dll | |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 10.3.1 | |||||||||
|
Цифровой идентификатор ПО |
EB1984E 0072ACF E1C7972 69B9DB 15476 |
E021CF9 C974DD7 EA91219 B4D4754 D5C7 |
BE77C56 55C4F19F 89A1B41 263A16C E27 |
AB65EF4 B617E4F7 86CD87B 4A560FC 917 |
EC9A864 71F3713E 60C1DA D056CD6 E373 |
D1C26A2 F55C7FE CFF5CAF 8B1C056 FA4D |
B6740D3 419A3BC 1A42763 860BB6F C8AB |
61C1445B B04C7F9B B4244D4A 085C6A39 |
EFCC55 E91291 DA6F80 5979323 64430D5 |
013E6FE 1081A4C F0C2DE9 5F1BB6E E645 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 | |||||||||
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 |
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 |
КТП ЧП Осипова 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66УЗ Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С |
A1805RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 | |
|
2 |
ТП-29 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.3, КЛ 0,4 кВ Вереск |
ТТИ-0,66 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 28139-04 Фазы: А; В; С |
A1805RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,5 | |||
|
3 |
ТП-29 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 58385-20 Фазы: А; В; С |
A1805RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,5 | |||
|
4 |
ТП-29 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 58385-20 Фазы: А; В; С |
A1805RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,5 | |||
|
Продолжение таблицы 2 | |||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
5 |
ТП-29А 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66УЗ Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
A1805RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 | |
|
6 |
ТП-29А 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 |
Т-0,66УЗ Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
A1805RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 | |||
|
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 для ИК №№ 2-4 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном;
cos9 = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ 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 |
|
Количество ИК |
6 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от Uhom |
от 95 до 105 |
|
ток, % от Ihom | |
|
для ИК №№ 2-4 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 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 Uhom |
от 90 до 110 |
|
ток, % от Ihom | |
|
для ИК №№ 2-4 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 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, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от +10 до +35 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
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 |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков: | |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
180 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
для сервера: | |
|
хранение результатов измерений и информации состояний | |
|
средств измерений, лет, не менее |
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 счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчике 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 УЗ |
9 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТТИ-0,66 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТШП-0,66 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Альфа А1800 |
9 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер на базе закрытой облачной системы |
VMware |
1 |
|
Формуляр |
РТ.7731411714.424179.41.ПФ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ЗАО «Хлеб», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи 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
