|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТП ОАО "ПО Водоканал", г. Ростов-на-Дону (2 очередь) |
| Обозначение типа | Обозначение отсутствует |
| Производитель | Акционерное общество "Водоканал Ростова-на-Дону" (АО "Ростовводоканал"), г. Ростов-на-Дону |
| 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 | 035 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТП ОАО «ПО Водоканал», г. Ростов-на-Дону (2 очередь) (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
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 (далее – счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) с установленным программным обеспечением (ПО) «Энергосфера» (далее по тексту – сервер ИВК), 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 измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 минут;
- средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая мощность.
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;
хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
формирование отчетных документов;
ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
сбор и хранение журналов событий счетчиков;
ведение журнала событий ИВК;
синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в счетчиках электроэнергии;
аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ 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.
Для передачи данных от ИИК на уровень ИВК используется сотовый канал связи. Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АИИС КУЭ использует СОЕВ, входящую в состав АИИС КУЭ ТП ОАО «ПО Водоканал», г. Ростов-на-Дону (регистрационный номер 43649-10 в ФИФ) на базе GPS/ГЛОНАСС-приёмника, встроенного в устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа ЭКОМ-3000 на объекте «ВНС1 подъем №2». Модуль GPS/ГЛОНАСС обеспечивает прием сигналов точного времени и синхронизацию УСПД. Рассинхронизация составляет 100 мс. Сервер ИВК при каждом обращении (каждые 30 минут) к УСПД ЭКОМ-3000 корректирует свое время со временем УСПД при достижении порога, равного ±1 с. Также сервер, в свою очередь, синхронизирует счетчики один раз в сутки при достижении порога ±2 с. Время в АИИС КУЭ синхронизируется со шкалой координированного времени UTC(SU).
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают время коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент, непосредственно предшествующей корректировке.
Защита информации на программном уровне обеспечивается:
– установкой паролей на счетчиках электрической энергии;
– установкой паролей на сервере, с разграничением прав доступа к результатам измерений для различных групп пользователей;
– возможностью применения электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения наносится на формуляр. Заводской номер 035.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». 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 таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | 1 | 2 | | Идентификационное наименование ПО | AdCenter.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.67.1389 | | Цифровой идентификатор ПО | 52d964207a14b0ad858e7edc1e9fb0c1 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | AdmTool.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.162.6277 | | Цифровой идентификатор ПО | c15bbfb180630cb509b436d77679b74d | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | SynSvc.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.162.6277 | | Цифровой идентификатор ПО | 92148f364ae3ee0f70c605e023375a31 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | | Идентификационное наименование ПО | AlarmSvc.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.57.599 | | Цифровой идентификатор ПО | a4921f2cb7ae8f82758f59279e1ccdce | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | archiv.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.9.294 | | Цифровой идентификатор ПО | 3d19ab10f3143f99758840d7a59ce637 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | config.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.93.1290 | | Цифровой идентификатор ПО | 47fcb81d2d761fe818a59968525a5759 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | ControlAge.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.156.2374 | | Цифровой идентификатор ПО | 4cc18cd7e70bb0c6de1d71aef6beb4d0 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | dts.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.41.316 | | Цифровой идентификатор ПО | aa6ac53f8dac0aa34c416ce0064c3fc7 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | expimp.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.177.3612 | | Цифровой идентификатор ПО | 73593add412c4dc348e996884e32df58 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | HandInput.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.40.428 | | Цифровой идентификатор ПО | 6175ec95075c232faf2e2ac285f283d3 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | SmartRun.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.62.822 | | Цифровой идентификатор ПО | 74494690b51d220d0e7d5f2298770888 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | PSO.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.98.4661 | | Цифровой идентификатор ПО | 96acf107ee2dad7a9e13bc1b3bbbcb8b | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | spy485.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.10.227 | | Цифровой идентификатор ПО | b6ded8ca88399df2e29baaa5fa3666e6 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | SrvWDT.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.3.3.12 | | Цифровой идентификатор ПО | d098c0267da9909e6054eb98a6a10042 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | TunnelEcom.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.2.74 | | Цифровой идентификатор ПО | 89a5eebd7abc63e88c17e079e0d2bda2 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | CryptoSendMail.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.5.4.154 | | Цифровой идентификатор ПО | 8d1c24addfe01b1171d5845c8d1b339d | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 – Состав ИК
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 | ТП-2160 РУ-10 кВ
яч. Л-19-21 (ВНС «Малиновского») | ТПОЛ 10
Кл.т. 0,5
Ктт = 300/5
Рег.№ 1261-02 | ЗНОЛП
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000:√3/100:√3
Рег. № 23544-02 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег.№36697-08 | Сервер ИВК | | 2 | ТП-2160 РУ-10 кВ
яч. Л-19-14 (ВНС «Малиновского») | ТПОЛ 10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 300/5
Рег.№1261-02 | ЗНОЛП
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000:√3/100:√3
Рег. № 23544-02 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т.0,5S/1
Рег.№ 36697-08 | | 3 | ТП-2160 РУ-10 кВ
яч. ТСН-1 (ВНС «Малиновского») | Т-0,66
Кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
Рег.№ 22656-07 | Не используется | СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 36697-12 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 4 | ТП-2160 РУ-10 кВ
яч. ТСН-2 (ВНС «Малиновского») | Т-0,66
Кл.т. 0,5S
Ктт = 100/5
Рег.№22656-07 | Не используется | СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл.т. 0,5S/1
Рег.№ 36697-08 | Сервер ИВК | | 5 | ТП-1112 РУ-6 кВ
ф. 69-ф-10 (ВНС «Портовая») | ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 200/5
Рег.№1276-59 | НТМК-6-48
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 323-49 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег.№ 36697-08 | | 6 | ТП-1112 РУ-6 кВ ф. 69-ф-11 (ВНС «Портовая») | ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 200/5
Рег.№1276-59 | НТМК-6-48
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 323-49 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег. №36697-12 | | 7 | ТП-1400 РУ-6 кВ л-6ф6 (КНС «Северная 1») | KSOH (4MC7)
Кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
Рег.№ 50848-12 | GBE12 (4MT12)
Кл.т. 0,5
Ктн=6000:√3/100: √3
Рег. № 50639-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег. №36697-08 | | 8 | ТП-1400 РУ-6 кВ
л-38ф4 (КНС «Северная 1») | KSOH (4MC7)
Кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
Рег.№ 50848-12 | GBE12 (4MT12)
Кл.т. 0,5
Ктн=
6000:√3/100: √3
Рег. № 50639-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег.№ 36697-12 | | 9 | ТП-1400 РУ-6 кВ л-25ф13 (КНС «Северная 1») | KSOH (4MC7)
Кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
Рег.№ 50848-12 | GBE12 (4MT12)
Кл.т. 0,5
Ктн=6000:√3/100: √3
Рег. № 50639-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег.№ 36697-08 | | 10 | ТП-1400 РУ-6 кВ Ростовский зоопарк (КНС «Северная 1») | KSOH (4MC7)
Кл.т. 0,5
Ктт = 75/5
Рег.№ 50848-12 | GBE12 (4MT12)
Кл.т. 0,5
Ктн=6000:√3/100: √3
Рег. № 50639-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег.№ 36697-12 | | Примечания:
1. 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2. Допускается замена устройства синхронизации времени 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 АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть |
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
| ИК №№ | cos ( | I2≤ I изм | I5≤ I изм | I20≤ I изм | I100≤ I изм ≤I 120 | | 2 | 0,50 | ±2,3 | ±2,0 | ±1,9 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,3 | ±1,5 | ±1,3 | | 1, 5, 6, 10 | 0,50 | - | - | ±5,5 | ±3,0 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,5 | | 3 | 0,50 | - | - | ±5,4 | ±2,9 | ±2,7 | ±1,6 | ±1,9 | ±1,3 | | 7, 8, 9 | 0,50 | ±4,9 | ±2,7 | ±3,1 | ±2,1 | ±2,3 | ±1,5 | ±2,3 | ±1,5 | | 4 | 0,50 | ±4,7 | ±2,6 | ±2,8 | ±2,0 | ±1,9 | ±1,3 | ±1,9 | ±1,3 |
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
| ИК №№ | cos ( | I2≤ I изм | I5≤ I изм | I20≤ I изм | I100≤ I изм ≤I 120 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 2 | 0,50 | ±2,7 | ±3,2 | ±2,3 | ±3,2 | ±2,1 | ±3,0 | ±2,1 | ±3,0 | | 1, 5, 6, 10 | 0,50 | - | - | ±5,7 | ±4,0 | ±3,3 | ±3,2 | ±2,6 | ±3,1 | | 3 | 0,50 | - | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,0 | ±3,1 | ±2,3 | ±3,0 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 7, 8, 9 | 0,50 | ±5,1 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 | ±2,6 | ±3,1 | ±2,6 | ±3,1 | | 4 | 0,50 | ±4,9 | ±3,7 | ±3,1 | ±3,3 | ±2,3 | ±3,0 | ±2,3 | ±3,0 | | Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
Примечание:
I2 – сила тока 2% относительно номинального тока ТТ;
I5 – сила тока 5% относительно номинального тока ТТ;
I20 – сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I100 – сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I120 – сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
Iизм – силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
δWоA – доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
δWоР – доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
δWA – доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
δWP – доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения. |
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество измерительных каналов | 10 | | Нормальные условия:
ток, % от Iном
напряжение, % от Uном
коэффициент мощности cos (
температура окружающего воздуха для счетчиков, (С | от (2)5 до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25 | | Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
ток, % от Iном
напряжение, % от Uном | от (2)5 до 120
от 90 до 110 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | | коэффициент мощности cos (
температура окружающего воздуха, °C:
для ТТ и ТН
для счетчиков
для сервера | 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от -40 до +40
от 0 до +40
от +15 до +25 | | Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, мин | 30 | | Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, мин | 30 | | Формирование XML-файла для передачи внешним системам | Автоматическое | | Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов | Автоматическое | | Глубина хранения информации
Счетчики:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
Сервер ИВК:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 100
3,5 |
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. | | Трансформаторы тока | Т-0,66 | 6 | | Трансформаторы тока | KSOH (4MC7) | 9 | | Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 4 | | Трансформаторы тока | ТПОЛ 10 | 6 | | Трансформаторы напряжения | GBE12 (4MT12) | 9 | | Трансформаторы напряжения | НТМК-6-48 | 2 | | Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП | 6 | | Счетчики | СЭТ-4ТМ.03М.09 | 2 | | Счетчики | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 8 | | Формуляр | РКПН.422231.214.00.ФО | 1 | | Сервер | IBMxSeries 3650 | 1 | | Примечание: оборудование СОЕВ и уровня ИВК входит в комплект поставки АИИС КУЭ ТП ОАО «ПО Водоканал» г. Ростов-на-Дону (см. паспорт-формуляр ННАЭС.422231.127.00.ФО) |
|
| Поверка | Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ТП ОАО «ПО Водоканал», г. Ростов-на-Дону (2 очередь)». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к средству измерений
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Межгосударственный стандарт. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы. Стадии создания
|
| Заявитель | Акционерное общество «Водоканал Ростова-на-Дону» (АО «Ростовводоканал»)
ИНН 6167081833
Адрес: 344022, Ростовская область, г. Ростов-на-Дону, ул. Максима Горького, д. 293
Телефон (факс): +7 (863) 282-50-50
|
| Испытательный центр | Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений» (Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»)
Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4
Телефон (факс): +7 (383) 210-08-14, +7 (383) 210-13-60
E-mail: director@sniim.ru
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.310556
| |
