|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Лискимонтажконструкция" |
| Обозначение типа | |
| Производитель | АО "Энергетическая компания АтомСбыт", 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.№ 001 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Лискимонтажконструкция» (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)ЗАО «Лискимонтажконструкция», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее – УССВ), сервер баз данных (далее – БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), и программное обеспечение (далее – ПО) «Энфорс» и «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 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена блоком УССВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС). УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ 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 ПО и 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 | d73f8bf1456eddbb9cc533a262c217e7 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Энфорс» и ПО «АльфаЦЕНТР» не влияют на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
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 | ПС 110 кВ ЗМЗ, Ввод 6 кВ Т-1 | ТЛШ-10У3
Кл. т. 0,5
Ктт 3000/5
Рег. № 3972-03 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27779-04 | УССВ-2
Рег. № 54074-13
/
PC Intel Celeron G4920 | активная
реактивная | ±1,2
±2,8 | ±3,3
±5,3 | | 2 | ПС 110 кВ ЗМЗ, Ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66 У3
Кл. т. 0,5
Ктт 100/5
Рег. № 26198-03 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27779-04 | | 3 | ПС 110 кВ ЗМЗ, Ввод 6 кВ Т-2 | ТЛШ-10У3
Кл. т. 0,5
Ктт 3000/5
Рег. № 3972-03 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27779-04 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 4 | ПС 110 кВ ЗМЗ, Ввод 0,4 кВ ТСН-2 | Т-0,66 У3
Кл. т. 0,5
Ктт 100/5
Рег. № 26198-03 | - | ПСЧ-4ТМ.05.05
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27779-04 | УССВ-2
Рег. № 54074-13
/
PC Intel Celeron G4920 | активная
реактивная | ±1,0
±2,4 | ±3,2
±5,2 | | 5 | ПС 110 кВ ЗМЗ, ЗРУ-6 кВ яч.10 | ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 15128-07 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | | 6 | ПС 110 кВ ЗМЗ, ЗРУ-6 кВ яч.23 | ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 15128-07 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08 | | 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=0,05·Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 6 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 | 6 | | 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 5 до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +65
от +10 до +30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики: | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05, ПСЧ-4ТM.05.04,
ПСЧ-4ТM.05.05
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.01
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.01 | 90000
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 | 114
45
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.
Трансформатор тока
ТЛШ-10У3
6
Трансформатор тока
Т-0,66 У3
6
Трансформатор тока
ТОЛ-10-I
4
Трансформатор напряжения
НТМИ-6-66
2
Счётчик электрической энергии многофункциональный
ПСЧ-4ТM.05
2
Счётчик электрической энергии многофункциональный
ПСЧ-4ТM.05.04
1
Счётчик электрической энергии многофункциональный
ПСЧ-4ТM.05.05
1
Счётчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТM.03M.01
1
Счётчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТM.03M.01
1
Устройство синхронизации системного времени
УССВ-2
1
Сервер
PC Intel Celeron G4920
1
Программное обеспечение
ПО «Энфорс»
1
Программное обеспечение
ПО «АльфаЦЕНТР»
1
Методика поверки
МП 004-2020
1
Паспорт-Формуляр
ЭСКВ.466653.011.ФО
1
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 004-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)ЗАО «Лискимонтажконструкция». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 10.01.2020 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.05, ПСЧ-4ТM.05.04, ПСЧ-4ТM.05.05 – по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.126РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 ноября 2005 г.;
счетчиков СЭТ-4ТM.03M.01 – по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
счетчиков СЭТ-4ТM.03M.01 – по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
УССВ-2 – по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 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 | Акционерное общество «Энергетическая компания АтомСбыт» (АО «АтомСбыт»)
ИНН 3666092377
Адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12А
Телефон: +7 (473) 222-71-41
Факс: +7 (473) 222-71-42
E-mail: office@atomsbyt.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.
|
