Номер по Госреестру СИ: 70489-18
70489-18 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Мордовская энергосбытовая компания" 2-ая очередь
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» 2-ая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
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 |
CalcCli-ents.dll |
CalcLeak-age.dll |
Cal- cLosses.dll |
Metrol-ogy.dll |
Parse- Bin.dll |
Par- seIEC.dll |
ParseMod-bus.dll |
ParsePira-mida.dll |
SynchroN SI.dll |
Verify- Time.dll |
Номер версии | ||||||||||
(идентификационный |
не ниже 3.0 | |||||||||
номер) ПО | ||||||||||
e55712d0 |
b1959ff70 |
d79874d1 |
52e28d7b6 |
6f557f885 |
48e73a92 |
c391d642 |
ecf532935 |
530d9b01 |
1ea5429b | |
Цифровой |
b1b21906 |
be1eb17c |
0fc2b156 |
08799bb3c |
b7372613 |
83d1e664 |
71acf405 |
ca1a3fd32 |
26f7cdc2 |
261fb0e2 |
идентификатор ПО |
5d63da94 |
83f7b0f6d |
a0fdc27e |
cea41b548 |
28cd7780 |
94521f63 |
5bb2a4d3 |
15049af1f |
3ecd814c |
884f5b35 |
9114dae4 |
4a132f |
1ca480ac |
d2c83 |
5bd1ba7 |
d00b0d9f |
fe1f8f48 |
d979f |
4eb7ca09 |
6a1d1e75 | |
Алгоритм вычисления | ||||||||||
цифрового |
MD5 | |||||||||
идентификатора ПО |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» 2-ая 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
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП ЭПР-055-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» 2-ая очередь. Методика поверки», утвержденному ООО «Энерго -ПромРесурс» 23.01.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- по МИ 3196-2009 ГСИ . Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения . Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- радиочасы МИР РЧ -02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы
со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод.3 1 5) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергосистемы» (ООО «Энергосистемы») ИНН 3328498209
Адрес: 600028, г. Владимир, ул. Сурикова, д.10 «А», помещение 10
Телефон (факс): (4922) 60-23-22
Web-сайт: www.ensys.su
E-mail: post@ensys.su
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
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 сбора и баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28716-05), автоматизированное рабочее место персонала (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 интерфейса RS-485 поступает на соответствующий GPRS-коммуникатор и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер, где осуществляется дальнейшая 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. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ ), в филиалы АО «СО ЕЭС» Пензенское РДУ, Нижегородское РДУ 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Сравнение показаний часов сервера с УСВ-1 осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ-1 на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с.
Передача информации от счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 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.
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 климатического исполнения VI, ХЛ1 |
ТФЗМ-110Б- 1У1 |
16 |
Трансформаторы тока |
ТФНД-35М |
2 |
Трансформаторы тока измерительные |
ТФНД-110М |
4 |
Трансформаторы тока |
ТБМО-110 УХЛ1 |
6 |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
2 |
Трансформаторы тока измерительные |
ТЛВМ-10 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57-У1 |
5 |
Трансформаторы тока |
НКФ-110-57 |
9 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-83У1 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
9 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
11 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-1 |
1 |
Сервер |
HP ProLiant 380 G5 |
1 |
Методика поверки |
МП ЭПР-055-2018 |
1 |
Паспорт-формуляр |
ЭНСТ.411711.143. ФО |
1 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС 110/6кВ Первомайск ВЛ-110 кВ «Первомайск-Ельники» |
ТФЗМ-110БЛУ1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, С ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фаза: В |
1 СШ: НКФ-110-57-У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: A, С НКФ-110ПУ1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-04 Фаза: В |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
HP ProLiant 380 G5 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
2 |
ПС 110/6кВ Первомайск ВЛ-110 кВ «Первомайск-Темников» |
ТФЗМ-110БЛУ1 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, B, С |
2 СШ: НКФ-110-57-У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
3 |
ПС 110/6кВ Первомайск ОМВ |
ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, B, С |
НКФ-110-57-У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: A, С НКФ-110ИУ1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-04 Фазы: В
Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
HP ProLiant 380 G5 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
4 |
ПС 110/35/10кВ Починки ВЛ-110 кВ «Починки- Ичалки» |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: A, B, С |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-58 Фазы: A, B, С
НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-58 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
HP ProLiant 380 G5 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
5 |
ПС 35/10кВ Б. Болдино ВЛ-35 кВ «Б.Болдино-Б.Игнатово» |
ТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 Фазы: A, С |
ЗНОМ-35-65У1 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | |
6 |
ПС 110/35/10 кВ Теньгушево 110 кВ «Теньгушево -Новосельская» |
ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, С |
НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | |
7 |
ПС 110/6 кВ Свобода Т2-110 кВ |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-02 Фазы: A, B, С |
2 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
| |
8 |
ПС 110/6 кВ Свобода СМВ-110 кВ |
ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, B, С |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-58 Фазы: A, B, С
Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
HP ProLiant 380 G5 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
9 |
ПС 110/6 кВ Свобода Ремонтная перемычка-110 кВ |
ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, B, С |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-58 Фазы: A, B, С
Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | |
10 |
КРН-10 кВ отп. от Ф-3 ПС Свобода |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: A, С ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1856-63 Фаза: B |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
HP ProLiant 380 G5 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
2,9 4,6 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
11 |
ПС 110/10 кВ Кустаревка ВЛ-110 кВ Кустаревка-Теплый Стан |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-02 Фазы: A, B, С |
Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С
Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
| |
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с. |
Примечания:
-
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
-
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии на интервале времени 30 минут.
-
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК № 7, 11 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cos j = 0,8инд.
-
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, но ввиду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.
-
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. Допускается замена УСВ-1 на аналогичное утвержденного типа. 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 ином |
от 95 до 105 |
ток, % от 1ном | |
для ИК № 7, 11 |
от 1 до 20 |
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
ток, % от 1ном | |
для ИК № 7, 11 |
от 1 до 20 |
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения | |
счетчиков, °С |
от +15 до +30 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, | |
°С |
от +15 до +20 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
1 |
2 |
для УСВ-1: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее |
113 |
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
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 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);
ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений; о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (функция автоматизирована).