|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Витекс" изменение 1 |
| Обозначение типа | |
| Производитель | ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж |
| 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.№ 003 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Витекс» изменение №1 (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее – Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК) ООО «Витекс» изменение №1, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее – БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее – УССВ) типа УССВ-2 и программное обеспечение (далее – ПО) «Энфорс АСКУЭ», ПО «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP с использованием ЭЦП.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS). УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±2 с. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется ПО «Энфорс» и ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблицах 1.1. - 1.4. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.
Таблица 1.1 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ПО «Энфорс»
Модуль сбора данных Collector_energy.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 5.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 75695305e6d4164e320f6724b8386630 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационные признаки | Значение |
Таблица 1.2 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ПО «Энфорс»
Модуль администрирования enfadmin.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 2.2 | | Цифровой идентификатор ПО | 585ee0f1be9b0c187cf13ff8d9cfe9ec | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 1.3 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ПО «Энфорс»
Модуль формирования макетов 80020 m80020.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 2.3 | | Цифровой идентификатор ПО | 9b28af5f8bc0cebae21e1f499b4e1819 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 1.4 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР»
Модуль синхронизации GpsReader.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 3.18 | | Цифровой идентификатор ПО | 87a15928bc4e6319c58bc39b6b16e27f | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Энфорс» и ПО «АльфаЦЕНТР» не влияют на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО «Энфорс» от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электро-энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 1 | РУ-3 6 кВ, яч.2, ввод №1 6 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 600/5
Рег. № 32139-06 | ЗНОЛПМ-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 35505-07 | ПСЧ-4ТМ.05М
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07 | УССВ-2
Рег. № 54074-13/
HP DL120 G6 | активная
реактивная | ±1,2
±2,8 | ±3,3
±5,7 | | 2 | РУ-3 6 кВ, яч.16, ввод №2 6 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 600/5
Рег. № 32139-06 | ЗНОЛПМ-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 35505-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 46634-11 | | 3 | РУ-3 6 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66
Кл. т. 0,5S
Ктт 50/5
Рег. № 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07 | | 4 | РУ-3 6 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | Т-0,66
Кл. т. 0,5S
Ктт 50/5
Рег. № 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07 | | 5 | ТП 6 кВ РУ-6 кВ яч.15, Ввод №2 6 кВ | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 1261-08 | ЗНИОЛ
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 25927-09 | ПСЧ-4ТМ.05М
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07 | | 6 | ТП 6 кВ РУ-6 кВ яч.2, Ввод №1 6 кВ | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 1261-08 | ЗНИОЛ
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 25927-09 | ПСЧ-4ТМ.05М
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 7 | ТП 6 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66
Кл. т. 0,5S
Ктт 50/5
Рег. № 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07 | УССВ-2
Рег. № 54074-13/
HP DL120 G6 | активная
реактивная | ±1,0
±2,4 | ±3,3
±5,7 | | 8 | ТП 6 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | Т-0,66
Кл. т. 0,5S
Ктт 50/5
Рег. № 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07 | | 9 | РУ-3 6 кВ яч.19 | ТОЛ НТЗ 10-01А
Кл. т. 0,5
Ктт 600/5
Рег. № 69606-17 | ЗНОЛПМ-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 35505-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16 | | 10 | РУ-3 6 кВ яч.20 | ТОЛ НТЗ 10-01А
Кл. т. 0,5
Ктт 600/5
Рег. № 69606-17 | ЗНОЛПМ-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 35505-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cos( = 0,8 инд, I=0,02(0,05)·Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 10 от 0 до плюс 40 °C.
4 Кл. т. – класс точности, Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн – коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № – регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5 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.
6 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 10 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды, оС | от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС:
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
от 49,6 до 50,4
от -45 до +50
от -40 до +60
от +10 до +30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики: | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05M
для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.12
для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05M.04 | 140000
165000
140000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– сервера;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
– электросчетчика;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
|
| Комплектность | В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип/обозначение | Количество, шт./экз. | | 1 | 2 | 3 | | Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 | | Трансформатор тока | Т-0,66 | 12 | | Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 | | Трансформатор тока | ТОЛ НТЗ 10-01А | 4 | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛПМ-6 | 6 | | Трансформатор напряжения | ЗНИОЛ | 6 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05M | 3 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05MК.12 | 3 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05M.04 | 4 | | Устройство синхронизации времени | УССВ-2 | 1 | | Программное обеспечение | «Энфорс», «АльфаЦЕНТР» | 1 | | Методика поверки | МП 134-2019 | 1 | | Паспорт-Формуляр | РЭ.030.0043.ФО | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 134-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Витекс» изменение №1. Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 23.12.2019 г.
Основные средства поверки:
ТТ – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
ТН – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
счетчиков ПСЧ-4ТM.05M, ПСЧ-4ТM.05M.04 – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ. 411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ. 411152.146РЭ Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.12 – по документу ИЛГШ. 411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТM.05MК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утверждённому ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 28.04.2016 г.;
УССВ-2 – по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001 МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
радиочасы МИР РЧ-02, Рег. № 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих – кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Закрытое акционерное общество «РеконЭнерго»
(ЗАО «РеконЭнерго»)
ИНН 3666089896
Адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, 12А
Телефон: +7 (473) 222-73-78, 222-73-79, 254-52-61, 254-50-99
Факс: +7 (473) 222-73-78, 222-73-79, 254-52-61, 254-50-99
E-mail: office@rekonenergo.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»
(ООО «Спецэнергопроект»)
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, помещ. I, ком. 6, 7
Телефон: +7 (495) 410-28-81
E-mail: gd.spetcenergo@gmail.com
Аттестат аккредитации ООО «Спецэнергопроект» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312429 от 30.01.2018 г.
|
