|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" (2-я очередь) |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Автоматизация Комплект Учет Проект", 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.№ 002 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» (2-я очередь) (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) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени, автоматизированное рабочее место (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 входы GSM-коммуникаторов и далее по каналам связи стандарта GSM – на сервер. При отказе основного канала передача данных от GSM-коммуникаторов выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM/GPRS.
На сервере 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.
Передача информации от сервера 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 установленного формата в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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 сервера, устройство синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ-2 осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УСВ-2 на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи (1 раз 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) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll | CalcLeakage.dll | CalcLosses.dll | Metrology.dll | ParseBin.dll | ParseIEC.dll | ParseModbus.dll | ParsePiramida.dll | SynchroNSI.dll | Verify-Time.dll | | Номер версии (идентификационный
номер) ПО | не ниже 3.0 | | Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | | 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 | 10 | | 1 | ПС 110 кВ Новая, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 106, КЛ-10 кВ | ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5
150/5
Рег. № 1856-63
Фазы: А; С | НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 831-69
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | УСВ-2
Рег. № 41681-10 | HP Proliant ML110 G9 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,2 | | 2 | ПС 110 кВ Новая, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 108, КЛ-10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5S
100/5
Рег. № 51623-12
Фазы: А; С | НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 831-69
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 3 | ПС 110 кВ Новая, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 109, КЛ-10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5S
100/5
Рег. № 51623-12
Фазы: А; С | НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 831-69
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 4 | ПС 110 кВ Новая, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 111, КЛ-10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5S
300/5
Рег. № 32139-06
Фазы: А; С | НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 831-69
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 5 | ПС 110 кВ Новая, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 223, КЛ-10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5S
150/5
Рег. № 51623-12
Фазы: А; С | НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 20186-05
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | УСВ-2
Рег. № 41681-10 | HP Proliant ML110 G9 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
6,4 | | 6 | ПС 110 кВ Новая, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 225, КЛ-10 кВ | ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 1856-63
Фаза: А
ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5S
300/5
Рег. № 32139-06
Фаза: С | НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 20186-05
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 7 | ПС 110 кВ Новая, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 240, КЛ-10 кВ | ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 1856-63
Фазы: А; С | НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 20186-05
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 8 | ПС 110 кВ Новая, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 241, КЛ-10 кВ | ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 1856-63
Фазы: А; С | НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 20186-05
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 9 | ПС 110 кВ Алатырь, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 32, КЛ-6 кВ | ТОЛ-10
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 7069-79
Фазы: А; С | НОМ-6
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 159-49
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | УСВ-2
Рег. № 41681-10 | HP Proliant ML110 G9 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,2 | | 10 | ПС 110 кВ Алатырь, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 39, КЛ-6 кВ | ТОЛ-10
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 7069-79
Фазы: А; С | НОМ-6
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 159-49
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 11 | ТП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 3 | ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5S
75/5
Рег. № 47959-16
Фазы: А; С | ЗНОЛП-6
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 46738-11
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27779-04 | | 12 | ТП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 2 | ТОЛ-НТЗ-10
Кл.т. 0,5S
75/5
Рег. № 47959-16
Фазы: А; С | ЗНОЛП-6
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 46738-11
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27779-04 | | 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 №№ 2-5, 11, 12 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 устройства синхронизации времени на аналогичное утвержденного типа, а также 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 | | Количество ИК | 12 | | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 2-5, 11, 12
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 №№ 2-5, 11, 12
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
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 +15 до +30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСВ-2:
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 | 90000
2
35000
2
100000
1 | | Глубина хранения информации:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
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 | 113
10
57
10
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. | | 1 | 2 | 3 | | Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 7 | | Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 | | Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 4 | | Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 3 | | Трансформаторы тока опорные | ТОЛ-10-I | 4 | | Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 1 | | Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 | | Трансформаторы напряжения | НОМ-6 | 6 |
| Продолжение таблицы 4 | | 1 | 2 | 3 | | Трансформаторы напряжения заземляемы | ЗНОЛП-6 | 3 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 10 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05 | 2 | | Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 | | Сервер | HP Proliant ML110 G9 | 1 | | Методика поверки | МП ЭПР-191-2019 | 1 | | Паспорт-формуляр | АКУП.411711.008.ПФ | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП ЭПР-191-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» (2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 04.09.2019 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);
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) ООО «НЭСК» (2-я очередь)
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 «Автоматизация Комплект Учет Проект» (ООО «АКУП»)
ИНН 7725743133
Адрес: 111024, г. Москва, ул. 2-я Энтузиастов, д. 5, корп. 40, офис 307
Телефон: (985) 343-55-07
E-mail: proekt-akup@yandex.ru |
| 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.
| |
