Изображение | Номер в госреестре | |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" третья очередь |
Обозначение типа | Нет данных |
Производитель | ЗАО "Независимая Электросетевая Компания", г.Саратов |
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.№ 001 |
Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» третья очередь (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
|
Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные 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 каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), АРМы и программное обеспечение (ПО) КТС «Энергия+».
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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
- средняя на и интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы двух модулей интерфейсов групповых (МИГ), далее по проводным линиям связи интерфейса RS-232 поступает на входы GPRS-модема, и по основному каналу GPRS связи данные поступают в ИВК. При отказе основного канала связи цифровой сигнал с выходов МИГ по проводным линиям связи интерфейса RS-232 поступает на входы GSM-модема, и по резервному каналу GSM связи данные поступают в ИВК.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Саратовское РДУ 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 приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния 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.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе GPS-приемника точного времени, часы сервера БД и счетчиков. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и сервера БД на ±60 мс. Сервер БД осуществляет синхронизацию времени счетчиков. Сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера БД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера БД ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
|
Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется ПО КТС «Энергия+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблицах 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО КТС «Энергия+»
Идентификационные данные (признаки) | Значение | Идентификационное наименование ПО | Ядро: Энергия +
(файл kernel6.exe) | Запись в БД: Энергия + (файл Writer.exe) | Сервер устройств: Энергия + (файл IcServ.exe) | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже v. 6.6 | Цифровой идентификатор ПО | E08AA8B6AC1A19CCFDC84EA5CDA1BFEE | D076EE4C555DEF369A1E85C4F7BD3168 | 18CA83DCDF4F0E529D4EDA2746072877 | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
|
Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 — Состав ИК
Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ/Сервер | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 153 | КТП «123» 6/0,4 кВРУ- 0,4 кВКЛ-0,4 кВ | A | ТТИ-АКл.т. 0,51000/5Рег. № 28139-12 | A
B
C | - | СЭТ-4ТМ.03М.08Кл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-12 | КТС «Энергия+»Рег.№ 21001-11 | 154 | ПС «Плодовое» 35/0,4 кВРУ- 0,4 кВЯч. 1, КЛ-1в направлении компрессорной, Л-1 | A | Т-0,66 У3Кл.т. 0,5400/5Рег. № 52667-13 | A
B
C | - | СЭТ-4ТМ.03М.08Кл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-12 | 155 | ПС «Плодовое» 35/0,4 кВРУ- 0,4 кВЯч. 2, КЛ-2в направлении производства, Л-2 | A | ТОП-0,66 У3Кл.т. 0,5300/5Рег. № 57218-14 | A
B
C | - | СЭТ-4ТМ.03М.08Кл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-12 | 156 | ПС «Плодовое» 35/0,4 кВРУ- 0,4 кВЯч. 3, КЛ-3в направлении компрессорной, Л-3 | A | Т-0,66 У3Кл.т. 0,5400/5Рег. № 52667-13 | A
B
C | - | СЭТ-4ТМ.03М.08Кл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-12 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 1 | 157 | ПС «Плодовое» 35/0,4 кВРУ- 0,4 кВЯч. 4, КЛ-4в направлении производства, Л-4 | A | Т-0,66 У3Кл.т. 0,5400/5Рег. № 52667-13 | A
B
C | - | СЭТ-4ТМ.03М.08Кл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-12 | КТС «Энергия+»Рег.№ 21001-11 | 158 | ЦРП 6 кВ; РУ-6 кВ I с.ш.-6 кВ;Ячейка №4,Ф-54 | A | ТЛО-10Кл.т. 0,5400/5Рег. № 25433-11 | A
B
C | НАМИТ-10Кл.т. 0,56000/100Рег. №
16687-13 | СЭТ-4ТМ.03МКл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | 159 | ЦРП 6 кВ; РУ-6 кВ II с.ш.-6 кВ;Ячейка № 11,Ф-57 | A | ТЛО-10Кл.т. 0,5400/5Рег. № 25433-11 | A
B
C | НТМИ-6-66Кл.т. 0,56000/100Рег. №
2611-70 | СЭТ-4ТМ.03МКл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | Примечания:
Допускается замена ТТ, ТН, 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 УССВ на аналогичные утвержденных типов.
Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности, (±(), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±(), % | 153, 154, 155, 156, 157 | Активная
Реактивная | 0,8
1,9 | 2,8
4,6 | 158, 159 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 2,9
4,7 | Примечания:
1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. |
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики | Значение | 1 | 2 | Количество ИК | 7 | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | от 95 до 105
от 1 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25 | Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном для ИИК
коэффициент мощности:
cosφ
sinφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от 90 до 110
от 5 до 120
0,5 до 1,0
от 0,5 до 0,87
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от +5 до +35
от +10 до +30 | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч.
ИВК КТС «Энергия+» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 21001-11):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000
2
1900
1 | Глубина хранения информации:
счетчики СЭТ-4ТМ.03М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
сервер:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113
10
3,5 | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ± 5 | Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- испытательной коробки;
- сервера БД.
защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
|
Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Обозначение | Количество, шт. | Измерительный трансформатор тока | ТЛО-10 | 4 | Измерительный трансформатор тока | ТТИ-А | 3 | Измерительный трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 9 | Измерительный трансформатор тока | ТОП-0,66 У3 | 3 | Измерительный трансформатор напряжения заземляемый | НТМИ-6-66 | 1 | Измерительный трансформатор напряжения заземляемый | НАМИТ-10 | 1 | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 5 | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 | Сервер | КТС «Энергия+» | 1 | ПО | КТС «Энергия+» | 1 | Паспорт-формуляр | 153-16-ФО третья очередь | 1 | Методика поверки | МП РЦСМ-014-2018 | 1 |
|
Поверка | осуществляется по документу МП РЦСМ-014-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)ООО «НЭСК» третья очередь. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» 16.11.2018 г.
Основные средства поверки:
ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
Счетчик СЭТ-4ТМ.03М – по документу: ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
| 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. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
Заявитель | Закрытое акционерное общество «Независимая Электросетевая Компания» (ЗАО «НЭСК»)
ИНН 6450050877
Адрес: 410018, г. Саратов, ул. Сетевая, д. 12
Телефон: (8452) 79-08-08
|
Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации метрологии и испытаний в Рязанской области» (ФБУ «Рязанский ЦСМ»)
Адрес: 390011, г. Рязань, Старообрядческий проезд, д. 5
Телефон: (4912) 55-00-01
Web-сайт: http://www.rcsm-ryazan.ru/
E-mail: asu@rcsm-ryazan.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Рязанский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311204 от 10.08.2015 г.
| |