|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Ставропольская Сетевая Компания" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Донская ЭнергоСтроительная Компания", г.Ростов-на-Дону |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 047 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Ставропольская Сетевая Компания» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности. |
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему, которая состоит из измерительно-информационных комплексов (ИИК), информационно-вычислительного комплекса (ИВК) и системы обеспечения единого времени (СОЕВ).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
– измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и мощности и автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
– предоставление пользователям и персоналу, эксплуатирующему АИИС КУЭ, регламентированной информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла);
– ведение журналов событий ИИК и ИВК;
– контроль достоверности измерений на основе анализа пропуска данных и анализ журнала событий ИИК;
– формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов измерений, с указанием времени проведения измерений и времени поступления данных в электронный архив, формирование архива технической и служебной информации;
– передача участникам оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) результатов измерений (1 раз в сутки);
– предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны участников ОРЭМ (1 раз в сутки);
– организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);
– синхронизация времени в автоматическом режиме элементов ИИК и ИВК с помощью СОЕВ;
– автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-технических средств АИИС КУЭ;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).
Состав ИИК АИИС КУЭ, характеристики средств измерений (СИ), входящих в состав ИИК (тип, коэффициент, класс точности, № в реестре СИ федерального информационного фонда (ФИФ) по обеспечению единства измерений (ОЕИ)) приведены в таблице 1.
Первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя измерительные трансформаторы напряжения и тока, счётчики активной и реактивной электрической энергии и мощности по каждому присоединению (измерительному каналу).
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер ИВК, технические средства организации каналов связи, программное обеспечение.
АИИС КУЭ ООО «Ставропольская Сетевая Компания» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на основе устройства синхронизации времени УСВ-2 (№41681-10 в реестре СИ ФИФ ОЕИ), установленного на 2-м уровне – уровне ИВК. Синхронизация часов счетчиков происходит со стороны сервера один раз в сутки при условии превышения допускаемого значения рассогласования равного ± 2 с и более. Синхронизация часов ИВК производится один раз в час при обнаружении рассогласования с часами УСВ-2 равного ± 1 с и более.
Все действия по синхронизации часов отображаются и записываются в журнале событий на каждом уровне.
Таблица 1 – Состав и характеристики СИ, входящих в состав ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Наименование
объекта | Состав и характеристики СИ, входящих в состав ИИК(тип, коэффициент, класс точности, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ) | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | 1 | ПС "Западная", Ф-155 | ТОЛ 10 (2 шт)
Ктт=400/5
КТ=0,5
7069-02 | НТМИ-10-66 (1 шт)
Ктн=10000/100
КТ=0,5
831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ=0,5S/1,0
36697-12 | | 2 | ПС "Западная", Ф-140 | ТВЛМ-10 (2 шт)
Ктт=400/5
КТ=0,5
1856-63 | НТМИ-10-66 (1 шт)
Ктн=10000/100
КТ=0,5
831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ=0,5S/1,0
36697-12 | | 3 | ПС "Северная", Ф-106 | ТОЛ-СЭЩ (3 шт)
Ктт=600/5
КТ=0,2S
51623-12 | НОЛ-СЭЩ-10 (3 шт)
Ктн=10000/100
КТ=0,5
54370-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ=0,5S/1,0
36697-12 | | 4 | ПС "Северная", Ф-115 | ТОЛ-СЭЩ (3 шт)
Ктт=300/5
КТ=0,2S
51623-12 | НОЛ-СЭЩ-10 (3 шт)
Ктн=10000/100
КТ=0,5
54370-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ=0,5S/1,0
36697-12 | | 5 | ПС "Южная", Ф-189 | ТОЛ-10 УТ2 (2 шт)
Ктт=400/5
КТ=0,5
6009-77 | НТМИ-10-66 (1 шт)
Ктн=10000/100
КТ=0,5
831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ=0,5S/1,0
36697-12 | | 6 | ПС "Южная", Ф-192 | ТОЛ-10 УТ2 (2 шт)
Ктт=400/5
КТ=0,5
6009-77 | НТМИ-10-66 (1 шт)
Ктн=10000/100
КТ=0,5
831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ=0,5S/1,0
36697-12 | | 7 | ПС "Восточная",
Ф-694 | ТОЛ-10 УТ2 (2 шт)
Ктт=300/5
КТ=0,5
6009-77 | ЗНОЛ.06 (3 шт)
Ктн=6000/100
КТ=0,2
3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ=0,5S/1,0
36697-12 |
Принцип действия: первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. 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 вычисляется для интервалов времени 30 мин суммированием результатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал времени 0,02 с. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале времени усреднения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электрической энергии. В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством GSM-модемов поступает на второй уровень АИИС КУЭ. При передаче информации используется сеть сотовой связи стандарта GSM.
На втором уровне АИИС КУЭ происходит обработка, хранение, накопление, подготовка и передача данных с использованием средств электронной цифровой подписи в заинтересованные организации, в том числе ОАО «АТС», филиал ПАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго» Западные электрические сети, филиал ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ. |
| Программное обеспечение | Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
– обработка результатов измерений;
– автоматическая синхронизация времени.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблицах 2-7.
Таблица 2 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Программа-планировщик опроса ипередачи данных | | Номер версии (идентификационный номер ПО) | v. 4.16.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 434b3cd629aabee2c888321c997356b2 | | Другие идентификационные данные (если имеются) | amrserver.exe |
Таблица 3 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Драйвер опроса счетчиков и УСПД | | Номер версии (идентификационный номер ПО) | v. 4.16.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | fc1ec6f4a4af313a00efb3af4b5e8602 | | Другие идентификационные данные (если имеются) | amrc.exe |
Таблица 4 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Модуль выполненияавтоматических расчетов | | Номер версии (идентификационный номер ПО) | v. 4.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 7b87fe18439e488158f57141ee1563d0 | | Другие идентификационные данные (если имеются) | billsrv.exe |
Таблица 5 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Драйвер работы с БД | | Номер версии (идентификационный номер ПО) | v. 4.16.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 234b8084f22314cc2c22841cf6e42f40 | | Другие идентификационные данные (если имеются) | cdbora2.dll |
Таблица 6 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Библиотека шифрованияпароля счетчиков | | Номер версии (идентификационный номер ПО) | v. 2.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c | | Другие идентификационные данные (если имеются) | Encryptdll.dll |
Таблица 7 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Библиотека сообщенийпланировщика опросов | | Номер версии (идентификационный номер ПО) | v. 2.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd | | Другие идентификационные данные (если имеются) | alphamess.dll |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 8-9, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014. |
| Метрологические и технические характеристики | Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 8-9. Условия эксплуатации приведены в таблице 10.
Таблица 8 – Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)
| Номер ИИК | Значениесилы тока | Границы допускаемой относительной погрешностипри вероятности 0,95, % | | 1, 2, 5, 6
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | I = 0,05∙Iн | ±1,9 | ±5,5 | ±2,3 | ±5,8 | | 3, 4
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | I = 0,02∙Iн | ±1,6 | ±2,5 | ±1,6 | ±2,9 | | 7
(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5S) | I = 0,05∙Iн | ±1,8 | ±5,4 | ±2,2 | ±5,7 |
Таблица 9 – Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)
| Номер ИИК | Значениесилы тока | Границы допускаемой относительной погрешностипри вероятности 0,95, % | | 1, 2, 5, 6
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | I = 0,05∙Iн | ±2,8 | ±4,6 | ±4,1 | ±5,6 | | 3, 4
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 1,0) | I = 0,02∙Iн | ±2,1 | ±2,5 | ±3,8 | ±4,1 | | 7
(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 1,0) | I = 0,05∙Iн | ±2,7 | ±4,5 | ±4,1 | ±5,5 |
Таблица 10 – Условия эксплуатации
Наименование характеристики
значение
Нормальные условия эксплуатации
– температура окружающего воздуха, °С
от +21 до +25
– относительная влажность воздуха, %
от 65 до 75
– атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.)
от 84 до 106
– напряжение питающей сети переменного тока, В
от 215,6 до 224,4
– частота питающей сети переменного тока, Гц
от 49,5 до 50,5
– индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более
0,05
Рабочие условия эксплуатации
– напряжение питающей сети переменного тока, В
от 198 до 242
– частота питающей сети, Гц
от 49,5 до 50,5
– температура (для ТН и ТТ), °С
от -30 до +40
– температура (для счетчиков)
от +5 до +35
– температура (для сервера, АРМ, каналообразующего и вспомогательного оборудования), °С
от +10 до +35
– индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл
от 0 до 0,5
|
| Комплектность | В комплект АИИС КУЭ входят технические средства, программное обеспечение и документация, представленные в таблицах 11, 12 и 13 соответственно.
Таблица 11 – Технические средства
| Наименование | Обозначение | Кол-во (шт.) | | Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 7 | | Трансформатор тока | ТОЛ 10 | 2 | | Трансформатор тока | ТОЛ-10 УТ2 | 6 | | Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 2 | | Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 6 | | Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 4 | | Трансформатор напряжения | НОЛ-СЭЩ-10 | 6 | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-06 | 3 | | Коробка испытательная | КИ У3 | 11 | | Выключатель автоматический | АП 50Б 3МТ | 5 | | Устройство для защиты от импульсных перенапряжений | DTR 2/6 | 2 | | Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS C 1500 | 1 | | Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 | | GSM-модем | iRZ MC52iT | 1 | | GSM-модем | AnCOM RM/S | 4 | | Сервер | FUJITSU
PRIMERGY TX131 M1 | 1 | | Монитор | ACER K192HQL | 1 |
Таблица 12 – Программное обеспечение
| Наименование | Кол-во | | ПО «АльфаЦЕНТР РЕ» | 1 |
Таблица 13 – Документация
Наименование
Кол-во
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ставропольская сетевая компания». Техническое задание. РДБМ.422231.005.00-ТЗ
1
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ставропольская сетевая компания». Технорабочий проект. РДБМ.422231.005.00
1
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Ставропольская сетевая компания». Инструкция по эксплуатации. РДБМ.422231.005.00-ИЭ
1
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Ставропольская сетевая компания». Паспорт-формуляр. РДБМ.422231.005.00-ФО
1
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 64995-16 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Ставропольская сетевая компания». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 2 августа 2016 г.
Основные средства поверки:
– мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ±0,1º. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ±0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ±2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ±1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ±0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ±0,02 Гц;
– радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ±0,1 с.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке. | | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергииООО «Ставропольская сетевая компания»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Донская ЭнергоСтроительная Компания» (ООО «ДЭСК»)
Адрес: 344082, г. Ростов-на-Дону, ул. Максима Горького, д. 11/43
Тел.: (863) 295-99-55, Факс: (863) 300-90-33 |
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440039, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20
Тел./Факс: (8412) 49-82-65, e-mail: pcsm@sura.ru, Web-site: www.penzacsm.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Пензенский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311197 от 24.07.2015 г.
| |
