Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РегионЭлектроСбыт" (3 очередь)
| Номер в ГРСИ РФ: | 94750-25 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ЭСО-96", г. Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РегионЭлектроСбыт» (3 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 94750-25 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РегионЭлектроСбыт" (3 очередь) |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ЭСО-96" (ООО "ЭСО-96"), 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 | 23.03.2025 |
Поверители
Скачать
| 94750-25: Описание типа | Скачать | 120 КБ | |
| 94750-25: Методика поверки | Скачать | 2.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РегионЭлектроСбыт» (3 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий сервер ООО «РегионЭлектроСбыт» с программным обеспечением (ПО) АКУ «Энергосистема» (далее - СБД1), сервер баз данных филиала ПАО «Россети Волга» с программным обеспечением (ПО) «Пирамида-Сети» (далее - СБД2), устройства синхронизации системного времени (далее - УССВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (далее - АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 СБД1, 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 СБД1 (АРМ ИВК) в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется по электронной почте. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов в формате XML 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта рынка.
СБД1 может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ утвержденного типа, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы серверов (СБД1, СБД2) и УССВ ИВК. УССВ обеспечивают передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов СБД1 с часами УССВ типа УСВ-3 осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов СБД1 производится при расхождении времени сервера и УССВ на величину более, чем ±1 с.
Сравнение показаний часов СБД2 с часами резервируемого УССВ типа СВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Резервное УССВ используется при выходе из строя основного УССВ. Корректировка часов СБД2 производится при расхождении времени сервера и УССВ на величину более, чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК №1 и ИИК №2 с часами СБД2 осуществляется во время каждого сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении времени счетчиков и СБД2 на величину более, чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК №3 и ИИК №4 с часами СБД1 осуществляется во время каждого сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении времени счетчиков и СБД1 на величину более, чем ±1 с.
Цикличность сравнения времени корректируемого и корректирующего компонентов, а также величина порога синхронизации времени являются программируемыми параметрами.
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.
Средству измерений присвоен заводской номер 357.01. Заводской номер АИИС КУЭ ООО «РегионЭлектроСбыт» (3 очередь) наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне СБД1 типографским способом, а также указывается в формуляре АИИС КУЭ. Место, способ и форма нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение АКУ «Энергосистема», «Пирамида-Сети».
ПО АКУ «Энергосистема» позволяет собирать и обрабатывать данные, поступающие со счетчиков. Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения является библиотека ESS.Metrology.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АКУ «Энергосистема» приведены в таблице 1.
ПО «Пирамида-Сети» позволяет собирать и обрабатывать данные, поступающие со счетчиков. Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения являются программные модули, указанные в Таблице 1. Данные модули выполняют функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Пирамида-Сети» приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
АКУ «Энергосистема» | ||||||||||
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||||||||
|
Идентификационное наименование ПО |
АКУ «Энергосистема» | |||||||||
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0 | |||||||||
|
Наименование программного модуля ПО |
ESS.Metrology.dll | |||||||||
|
Цифровой идентификатор ПО |
0227AA941A53447E06A5D1133239DA60 | |||||||||
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 | |||||||||
|
ПО «Пирамида-Сети» | ||||||||||
|
Идентификац ионные данные (признаки) |
Значение | |||||||||
|
Идентификац ионное наименование ПО |
Binary Pack Controls .dll |
Check Data Integrity. dll |
ComI ECFunct ions.dll |
ComMo dbusFun ctions.dl l |
Com StdFunct ions.dll |
DateTim eProcessi ng.dll |
Safe Values DataUp -date.dll |
Simple Verify Data Statuses.d ll |
Summa ry Check CRC.dl l |
Values DataProc essing.dll |
|
Номер версии (идентифика ционный номер) ПО |
не ниже 10.6 | |||||||||
|
Цифровой идентификатор ПО |
EB1984 E0072A CFE1C 797269 B9DB1 5476 |
E021CF9 C974DD 7EA9121 9B4D47 54D5C7 |
BE77C5 655C4F 19F89A 1B41263 A16CE2 7 |
AB65E F4B617 E4F786 CD87B 4A560F C917 |
EC9A86 471F371 3E60C1 DAD05 6CD6E3 73 |
D1C26A 2F55C7 FECFF5 CAF8B1 C056FA 4D |
B6740 D3419 A3BC1 A42763 860BB6 FC8AB |
61C1445 BB04C7 F9BB424 4D4A08 5C6A39 |
EFCC5 5E9129 1DA6F 805979 323644 30D5 |
013E6FE 1081A4 CF0C2D E95F1B B6EE64 5 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 | |||||||||
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИИК) АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Наименование ИИК |
Состав ИИК АИИС КУЭ |
УССВ/ Сервер | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
7 |
|
1 |
ПС 110 кВ Северная, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 21 |
ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 2473-00 |
НАМИТ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
СВ рег. № 74100-19 Virtual Machine |
|
2 |
ПС 110 кВ Северная, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. 48 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 25433-11 |
НАМИТ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 | |
|
3 |
РП 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 1 |
ТЛО-10 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/У3)/(100/\''3) рег. № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 |
УСВ-3 рег. № 64242-16 Сервер, совместимый с платформой х86-х64 |
|
4 |
ТП 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 4 |
ТЛО-10 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/А3)/(100/3'3) рег. № 68841-17 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
|
Примечания 1. 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 3 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 техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть. 2. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная. | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм<1 20 % |
I20 %<1изм<1100% |
I100 %<1изм<1120% | ||
|
1-2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,8 |
1,1 |
0,9 |
|
0,8 |
- |
2,8 |
1,6 |
1,2 | |
|
0,5 |
- |
5,4 |
2,9 |
2,2 | |
|
3-4 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,5 |
0,9 |
0,9 |
0,9 |
|
0,8 |
1,7 |
1,2 |
1,0 |
1,0 | |
|
0,5 |
2,3 |
1,9 |
1,5 |
1,5 | |
Продолжение таблицы 3
|
Номер ИИК |
COSф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
12% < I изм< I 5 % |
I5 %<I измН 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1-2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,4 |
2,4 |
1,9 |
|
0,5 |
- |
2,5 |
1,5 |
1,2 | |
|
3-4 (Счетчик 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,9 |
2,4 |
2,0 |
1,6 |
1,6 |
|
0,5 |
2,0 |
1,5 |
1,3 |
1,3 | |
|
Номер ИИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I измН 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1-2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,9 |
1,2 |
1,0 |
|
0,8 |
- |
2,9 |
1,7 |
1,4 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
3-4 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,9 |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
|
0,8 |
2,1 |
1,7 |
1,6 |
1,6 | |
|
0,5 |
2,7 |
2,3 |
2,0 |
2,0 | |
|
Номер ИИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I измП 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1-2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,6 |
2,8 |
2,3 |
|
0,5 |
- |
2,8 |
1,9 |
1,7 | |
|
3-4 (Счетчик 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,9 |
3,9 |
3,6 |
3,4 |
3,4 |
|
0,5 |
3,6 |
3,3 |
3,2 |
3,2 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени СОЕВ 5 АИИС КУЭ относительно шкалы времени UTC (SU), (±Д), с | |||||
|
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p для cos9=1,0 нормируются от I1%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p и §2%q для cos9<1,0 нормируются от I1%. 2 Метрологические характеристики ИИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
4 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии |
от 99 до 101 от 1(5) до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
|
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера, УССВ |
от 90 до 110 от 1(5) до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +30 от +18 до +24 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-08): - средняя наработка до отказа, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-12): - средняя наработка до отказа, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-17): - средняя наработка до отказа, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УССВ УСВ-3: - средняя наработка до отказа, ч, не менее УССВ СВ: - средняя наработка до отказа, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности (при использовании комплекта ЗИП), ч, не более Серверы АИИС КУЭ (СБД1, СБД2): - средняя наработка до отказа, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
140000 2 165000 2 220000 2 45000 110000 0,5 100000 1 |
|
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - при отключенном питании, лет, не менее Сервер АИИС КУЭ: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
45 5 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания серверов с помощью источников бесперебойного питания;
- в журналах событий счетчиков фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени;
- в журналах событий сервера фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени в счетчиках и серверах;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;
- испытательной коробки/
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени:
- в счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-ЭК |
3 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛП-ЭК |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Устройства синхронизации единого времени |
СВ |
2 |
|
Сервер ПАО «Россети Волга» |
Virtual Machine |
1 |
|
Сервер ООО «РегионЭлектроСбыт» |
_ |
1 |
|
Формуляр |
ЭСЕО.411711.357.01.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РегионЭлектроСбыт» (3 очередь)», аттестованном ООО «Энертест», г. Химки, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314746.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
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
