|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО "Белла" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Электроконтроль", г.Москва |
| 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.№ 068 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО «Белла» (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, трехуровневую 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), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», коммуникационный сервер ООО «Белла» и сервер базы данных ООО «Белла» с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт» и сервер базы данных ООО «Энергопромсбыт» с ПК «Энергосфера», устройство синхронизации времени, 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.
Для измерительных каналов (ИК) №№ 3, 4 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на GPRS терминал, и далее по защищённому каналу передачи данных (GPRS/3G) – на коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Также реализована возможность опроса счётчиков по проводным линиям связи коммуникационным сервером ООО «Белла», на котором осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Для ИК №№ 1, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД по защищённому каналу передачи данных (GPRS/3G) поступает на коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК», 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.
От коммуникационного сервера ПАО «МОЭСК» информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на коммуникационный сервер ООО «Белла» и коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт» по каналу связи сети Internet.
По локальной сети ООО «Белла» и ООО «Энергопромсбыт» полученные данные передаются на соответствующие серверы базы данных, на которых осуществляется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Также коммуникационный сервер ООО «Белла» и коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт» могут принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от коммуникационного сервера ООО «Энергопромсбыт» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется 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, 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы коммуникационного сервера и сервера базы данных ООО «Белла», часы коммуникационного сервера ПАО «МОЭСК», часы коммуникационного сервера и сервера базы данных ООО «Энергопромсбыт», устройство синхронизации времени УСВ-3.
СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP – NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Контроль показаний временичасов каждого сервера (коммуникационного сервера и сервера базы данных ООО «Белла», коммуникационного сервера и сервера базы данных ООО «Энергопромсбыт») осуществляется 1 раз в час, коррекция часов каждого сервера производится независимо от величины расхождений. Сравнение часов каждого сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия.
Сравнение показаний часов коммуникационного сервера ПАО «МОЭСК» с УСВ-3 осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов УСПД с часами коммуникационного сервера ПАО «МОЭСК» осуществляется не реже 1 раза в час. Корректировка часов УСПД производится независимо от величины расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК №№ 1, 2) с часами УСПД осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК №№ 3, 4) с часами коммуникационного сервера ООО «Белла» осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» и программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | ПО «АльфаЦЕНТР»
(коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК») | | Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07.07 | | Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | | ПК «Энергосфера»
(коммуникационный сервер и сервер базы данных ООО «Белла») | | Идентификационное наименование ПО | pso_metr.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8.0 | | Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | | ПК «Энергосфера»
(коммуникационный сервер и сервер базы данных ООО «Энергопромсбыт») | | Идентификационное наименование ПО | pso_metr.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.0 | | Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование
точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электрической энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | | 1 | ПС-734 РУ-6 кВ секция IБ
яч. фид. 8 | ТЛК-СТ-10
Кл.т. 0,2S
1000/5
Рег. № 58720-14
Фазы: А; С | НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 20186-05
Фазы: АВС | А1802RALXQ-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | RTU-327L
Рег. № 41907-09 | УСВ-3
Рег. № 51644-12 | HP ProLiant DL370 G6
HP ProLiant DL360 G9
HP ProLiant DL 360e G8 | Активная
Реактивная | 0,9
1,6 | 1,6
2,7 | | 2 | ПС-734 РУ-6 кВ секция IIА
яч. фид. 45 | ТЛК-СТ-10
Кл.т. 0,2S
1000/5
Рег. № 58720-14
Фазы: А; С | НАМИТ-10-2
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 16687-07
Фазы: АВС | А1802RALXQ-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | | 3 | РП-6 кВ, Ввод-1
1 с.ш., яч. 2 | ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5S
1000/5
Рег. № 51623-12
Фазы: А; В; С | ЗНОЛ-СЭЩ-6
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 54371-13
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | ― | ― | ACER Verition M661
Dell R730xd
HP ProLiant DL360 G9
HP ProLiant DL 360e G8 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,7 | | 4 | РП-6 кВ, Ввод-2
2 с.ш., яч. 13 | ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5S
1000/5
Рег. № 51623-12
Фазы: А; В; С | ЗНОЛ-СЭЩ-6
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 54371-13
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | ― | ― | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
Примечания:
В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от Iном, cos( = 0,8инд.
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. Допускается замена УСПД и устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов 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 | | 1 | 2 | | Количество ИК | 4 | | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | от 95 до 105
от 1 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С
температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С | от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -40 до +40
от +5 до +40
от +5 до +40
от +10 до +40 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа Альфа А1800:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСВ-3:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для серверов HP ProLiant:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера ACER:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера Dell:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 120000
24
220000
2
250000
24
45000
2
23612
1
22732
1
23547
1 | | Глубина хранения информации:
для счетчиков типа Альфа А1800:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее | 180
30 |
| Продолжение таблицы 3 | | 1 | 2 | | для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для серверов:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114
40
210
5
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
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;
УСПД;
сервера.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (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). |
| 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 | ТЛК-СТ-10 | 4 | | Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 | | Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 | | Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 1 | | Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | 6 | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 2 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 | | Устройства сора и передачи данных | RTU-327L | 1 | | Устройства синхронизации | УСВ-3 | 1 | | Коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК» | HP ProLiant DL370 G6 | 1 | | Коммуникационный сервер ООО «Белла» | ACER Verition M661 | 1 | | Сервер базы данных ООО «Белла» | Dell R730xd | 1 | | Коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт» | HP ProLiant DL360 G9 | 1 | | Сервер базы данных ООО «Энергопромсбыт» | HP ProLiant DL 360e G8 | 1 | | Методика поверки | МП ЭПР-128-2019 | 1 | | Формуляр | СНДЛ.411711.206.ФО | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП ЭПР-128-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО «Белла». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 11.01.2019 г.
Основные средства поверки:
средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
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 системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО «Белла»»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Электроконтроль» (ООО «Электроконтроль»)
ИНН 7705939064
Адрес: 117449, г. Москва, ул. Карьер, д. 2, стр. 9
Телефон: (495) 647-88-18
E-mail: info.elkontrol@gmail.com
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
| |
