Номер по Госреестру СИ: 74746-19
74746-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Техноком"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «Техноком» на оптовом рынке электроэнергии и мощности, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Программное обеспечение
В ИВК АИИС КУЭ используется программное обеспечение из состава комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02. Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
ПО «E-ресурс» ES.02 |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0 и выше |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
Вычисляется контролирующей утилитой, указывается в формуляре АИИС КУЭ |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
echeck |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Не присвоен |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
52e65bf4a60108fdd59bac8941e1c0fd |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист формуляра АИИС.1313/080612.ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком».
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетодика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком». Свидетельство об аттестации методики измерений № 439-RA.RU.311735-2019 от 17 января 2019 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком»ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу Mn-178-RA.RU.310556-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 17 января 2019 г.
Основные средства поверки:
-
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);
-
- для ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
-
- для ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;
-
- для счетчиков электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М - в
соответствии документом ИГЛШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
-
- для комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02 - в соответствии с документом «Комплексы программно-технические «Е-ресурс» ES.02. Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» в январе 2013 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «СНИИМ»)Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4
Телефон: +7 (383) 210-08-14
Факс: +7 (383) 210-13-60
E-mail: director@sniim.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
-
1- й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные 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 каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «E-ресурс» ES.02».
Принцип действия АИИС КУЭ при измерении электрической энергии основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение), измерении и интегрировании на получасовом интервале мгновенной активной и реактивной мощности, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
-
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной
электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
-
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных на глубину не менее 3,5 лет;
-
- хранение результатов измерений электрической энергии в памяти счетчиков на глубину не менее 45 дней;
-
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
-
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и ведение журнала событий;
-
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
-
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
-
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
-
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии в цифровые коды, которые перемножаются для вычисления мгновенных значений электрической мощности. Активная электрическая энергия вычисляются путем математической обработки значений мгновенной мощности и мгновенных значений тока и напряжения. Результаты измерений периодически сохраняются в памяти счетчиков с указанием метки времени в шкале UTC, формируя графики нагрузки.
ИВК выполнен на базе комплекса программно-технического «E-ресурс» ES.02 и
включает в себя:
-
- сервер баз данных;
-
- автоматизированные рабочие места (АРМ).
Технические средства ИВК АИИС КУЭ расположены в ООО «ЭК «СТИ».
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 со всех ИИК ТИ 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;
-
- формирование на сервере баз данных результатов измерений в XML-формате, предусмотренном регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности, защищенном электронной цифровой подписью и передачу по электронной почте в ПАК АО «АТС», Кемеровское РДУ, центры сбора и обработки информации смежных сетевых и сбытовых организаций по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020;
-
- дистанционный доступ коммерческого оператора к компонентам АИИС КУЭ;
-
- 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 со всех ИИК ТИ;
-
- ведение журнала событий ИВК;
-
- синхронизацию времени в сервере баз данных и передачу шкалы времени на уровень ИИК ТИ;
-
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
-
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
В ИВК предусмотрена аппаратная и программная защита от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
-
- посредством интерфейса RS-485 и коммуникаторов связи GSM/GPRS для передачи данных от счетчиков до уровня ИВК;
-
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ.
-
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
-
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
ИИК ТИ, ИВК, связующие компоненты образуют измерительные каналы (далее - ИК).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), действующая следующим образом. Сервер баз данных получает шкалу времени UTC от тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ», входящих в комплекс технических средств передачи эталонных сигналов частоты и времени ГСВЧ РФ. При каждом опросе счетчиков сервер баз данных определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по абсолютной величине 2 с, то формирует команду синхронизации. Счетчики в составе АИИС КУЭ допускают синхронизацию времени не чаще 1 раза в сутки. Журналы событий счетчиков, сервера ИВК и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Трансформаторы тока | |
ТПЛ-10 |
2 шт. |
ТПОЛ-10 |
2 шт. |
ТПЛ-10-М |
2 шт. |
Трансформаторы напряжения | |
НОМ |
2 шт. |
НТМИ-6-66 |
2 шт. |
Счетчики электрической энергии: | |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
3 шт. |
ИВК | |
ПТК «Е-ресурс» ES.02 |
1 шт. |
ПО «Е-ресурс» ES.02 |
1 шт. |
Документация | |
АИИС.1313/080612.ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком». Формуляр | |
М11-I78-RA.RU.3IC)55(>2C)|9 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком». Методика поверки» |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав И |
К | ||||
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК | |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ПС 110/6,3/6,3 кВ "Машзавод", ЗРУ-6 кВ ф.6-16-З |
ТПЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег № 53447 13 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
2 |
ПС 110/6,3/6,3 кВ "Машзавод", ЗРУ-6 кВ ф.6-40-З |
ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59 |
НОЛ кл.т. 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 49075-12 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег № 5344713 |
3 |
РП-7, РУ-6 кВ, яч.ТП-37 |
ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 47958-11 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
Примечания:
|
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
I, % от 1ном |
Коэфф. мощности |
ИК № 1, 2, 3 | |||
±ЗwоР, % |
±3wa, % |
±3wp, % | |||
5 |
0,50 |
±5,5 |
±3,0 |
±5,7 |
±4,0 |
5 |
0,80 |
±3,0 |
±4,6 |
±3,3 |
±5,3 |
5 |
0,87 |
±2,7 |
±5,6 |
±3,0 |
±6,2 |
5 |
1,00 |
±1,8 |
- |
±2,0 |
- |
20 |
0,50 |
±3,0 |
±1,8 |
±3,3 |
±3,2 |
20 |
0,80 |
±1,7 |
±2,6 |
±2,2 |
±3,7 |
20 |
0,87 |
±1,5 |
±3,1 |
±2,0 |
±4,1 |
20 |
1,00 |
±1,2 |
- |
±1,4 |
- |
100 |
0,50 |
±2,3 |
±1,5 |
±2,6 |
±3,1 |
100 |
0,80 |
±1,4 |
±2,1 |
±1,9 |
±3,4 |
100 |
0,87 |
±1,2 |
±2,4 |
±1,8 |
±3,6 |
100 |
1,00 |
±1,0 |
- |
±1,3 |
- |
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СО |
ЕВ ±5 с. | ||||
Примечания:
Р
Р
|
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
3 |
Нормальные условия: параметры сети:
|
от 98 до 102 от +21 до +25 |
Рабочие условия эксплуатации: параметры сети:
|
от 80 до 120 от -45 до +40 от 0 до +40 |
Глубина хранения информации Электросчетчики:
|
100 10 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
-
- в журнале событий счетчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекция времени в счетчике; Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- защита информации на программном уровне:
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на сервер ИВК;
-
- установка пароля на сервер БД.