|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Поликор" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "ПКФ "Тенинтер", 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.№ 02/2019 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Поликор» (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 двухуровневую 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 (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места (АРМ), 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующий модем и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (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 формата 80020 в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.
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 сервера. 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.
Сравнение часов 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. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется каждые 30 мин, коррекция часов сервера производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время каждого сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с.
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.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07.03 | | Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 — Состав измерительных каналов (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 | | 1 | ПС 110 кВ Электроконтакт, РУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. 618, КЛ-6 кВ | ТОЛ-10
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 7069-02
Фазы: А; С | НОЛ.08
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 3345-04
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | Dell PowerEdge R230 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,7 | | 2 | ПС 110 кВ Электроконтакт, РУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. 625, КЛ-6 кВ | ТОЛ-10
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 7069-02
Фазы: А; С | НОЛ.08
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 3345-04
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08 | | 3 | ПС 110 кВ Электроконтакт, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 630, КЛ-6 кВ | ТОЛ-10
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 7069-02
Фазы: А; С | НОЛ.08
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 3345-04
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08 | | 4 | ЦРП 6 кВ АО Поликор, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 21, КЛ-6 кВ | ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
150/5
Рег. № 1276-59
Фазы: А; С | НТМИ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07 |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 5 | ЦРП 6 кВ АО Поликор, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 22, КЛ-6 кВ | ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5
150/5
Рег. № 2363-68
Фазы: А; С | НТМИ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 831-53
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08 | Dell PowerEdge R230 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,6 | | 6 | КТП № 1 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. 12, КЛ-0,4 кВ | ТОП-0,66
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 58386-14
Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05М.16
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07 | | 7 | КТП № 1 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. 10, КЛ-0,4 кВ | ТОП-0,66
Кл.т. 0,5
200/5
Рег. № 58386-14
Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05М.16
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07 | | 8 | КТП № 5 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. 7, КЛ-0,4 кВ | ТТИ-А
Кл.т. 0,5
400/5
Рег. № 28139-12
Фазы: А; В; С | - | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07 | | 9 | КТП № 5 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч. 15, КЛ-0,4 кВ | ТТИ-А
Кл.т. 0,5
400/5
Рег. № 28139-12
Фазы: А; В; С | - | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07 | | 10 | РУ-0,4 кВ Андреев И.А., ввод 0,4 кВ | ТШП-30
Кл.т. 0,5S
300/5
Рег. № 58385-14
Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05М.16
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07 | | 11 | РУ-0,4 кВ ИП Середкин Р.Г., ввод 0,4 кВ | ТТИ-А
Кл.т. 0,5
200/5
Рег. № 28139-12
Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05.04
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27779-04 | Dell PowerEdge R230 | Активная
Реактивная | 1,0
2,1 | 3,2
5,1 | | 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 для ИК № 10 указана для тока 2 % от Iном, для остальных ИК – для тока 5 % 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 сервера 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 | 11 | | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК № 10
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | от 95 до 105
от 1 до 120
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК № 10
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С:
для ИК №№ 1-10
для ИК № 11
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от +5 до +35
от +10 до +35
от +10 до +25 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа Меркурий 230:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000
2
150000
2
90000
2
41000
1 | | Глубина хранения информации:
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для счетчиков типа Меркурий 230:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее | 113
10
85
5 |
| Продолжение таблицы 3 | | 1 | 2 | | для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 56
5
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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере;
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;
сервера.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (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 | ТОЛ-10 | 6 | | Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 2 | | Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 2 | | Трансформаторы тока | ТОП-0,66 | 6 | | Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-А | 9 | | Трансформаторы тока | ТШП-30 | 3 | | Трансформаторы напряжения | НОЛ.08 | 9 | | Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 2 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 4 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 4 | | Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 | 2 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05 | 1 | | Сервер | Dell PowerEdge R230 | 1 | | Методика поверки | МП ЭПР-183-2019 | 1 | | Формуляр-паспорт | 02.2019.Поликор-АУ.ФО-ПС | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП ЭПР-183-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Поликор». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 19.07.2019 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);
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) «Поликор»
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 «ПКФ «Тенинтер»(ООО «ПКФ «Тенинтер»)
ИНН 7721777526
Адрес: 109444, г. Москва, Ферганская ул., д. 6, стр. 1
Телефон (факс): (495) 788-48-25
Web-сайт: teninter.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.
| |
