Сведения о средстве измерений: 59440-14 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Каменская БКФ"

Номер по Госреестру СИ: 59440-14
59440-14 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Каменская БКФ"
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каменская БКФ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

сертификация программного обеспечения

Общие сведения

Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 150198
ID в реестре СИ - 372598
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да

Модификации СИ

Производитель

Изготовитель - ЗАО "Транссервисэнерго"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Москва
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

Ярославль - город в России, административный центр Ярославской области. Население - 577 279 человек. Ярославль - третий по величине город в Центральном федеральном округе Российской Федерации. Город является транспортным узлом, от которого расходятся железнодорожные линии и автомобильные дороги в направлении Москвы, Вологды, Рыбинска, Костромы, Иванова и Кирова. В Ярославле также есть речной порт и аэропорт. Площадь города составляет 205 км².

В административном отношении Ярославль является центром не только области, но и Ярославского района, в который не входит. Он имеет статус города областного значения и образует городской округ город Ярославль с единственным населенным пунктом в его составе.

Ярославль является крупным промышленным центром. Машиностроение здесь представлено такими предприятиями, как моторный завод, электровозоремонтный завод, вагоноремонтный завод, электромашиностроительный завод, судостроительный завод и многие другие.

Значительное развитие получили нефтеперерабатывающая и химическая промышленность. В Ярославле в 1932 году был запущен первый в мире завод синтетического каучука. Сейчас в городе действуют нефтеперерабатывающий завод ОАО "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез", шинный завод, лакокрасочный завод "Русские краски", завод технического углерода, фармацевтический завод.

Также имеется ряд предприятий легкой (фабрика войлочной обуви, текстильная галантерея, швейная фабрика) и пищевой промышленности (завод молочных продуктов, пивоваренный завод компании "Балтика" - бывшего ОАО "Ярпиво" и др.), мебельные фабрики. В течение 2016 года прекратили свою деятельность старейшие предприятия города, расположенные в центре города - ликеро-водочный завод и табачная фабрика "Балканская звезда".

Отчет "Анализ рынка поверки в Ярославле" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Ярославль.

При проведении исследований были введены следующие ограничения:

  • в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
  • на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
  • на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
  • место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
  • топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
  • топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).

Содержание отчета:

  • Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
  • Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
  • Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
  • Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
  • Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
  • Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
  • Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
  • Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
  • Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
  • Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
  • Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.

Стоимость 3 000 руб.

Статистика

Кол-во поверок -
Выдано извещений -
Кол-во периодических поверок -
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Каменская БКФ" (Нет данных)

ИМПОРТНОЕ СИ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель

Все средства измерений ЗАО "Транссервисэнерго"

№ в реестре
cрок св-ва
Наименование СИ, обозначение, изголовитель ОТ, МП МПИ
48298-11

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "КАРТОНТАРА", Нет данных
ЗАО "Транссервисэнерго" (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50022-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Транссервисэнерго", Нет данных
ЗАО "Транссервисэнерго" (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
53514-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Транссервисэнерго" (АКОО "Беллгейт Констракшенз Лимитед"), Нет данных
ЗАО "Транссервисэнерго" (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
56008-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ННК", Нет данных
ЗАО "Транссервисэнерго" (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
56008-14

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ННК" с Изменением № 1, № 2, Нет данных
ЗАО "Транссервисэнерго" (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
59440-14

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Каменская БКФ", Нет данных
ЗАО "Транссервисэнерго" (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года

Отчёт “Распределение средств измерений по краям, регионам, городам” состоит из трех круговых диаграмм, интерактивной карты и сводной таблицы. Круговые диаграммы являются интерактивными, имеют функции экспорта данных и масштабирования. Сводная таблица, представленная в конце отчёта имеет функции сортировки по любой из колонок, а также поиска по любому из полей. Кроме того, в отчете реализована функция экспорта сырых данные в формате CSV для самостоятельной обработки.

Представленные в отчёте круговые диаграммы отображают информацию о доли поверок, причитающихся на тот или иной административный субъект РФ (округ, регион, город): на первой диаграмме - это распределение поверок по федеральным округам, на второй - по регионам и областям, на третьей - по городам.

Интерактивная карта представляет собой карту России с нанесенными на её маркерами, обозначающими города. В качестве справочной информации по каждому городу отображаются данные о количестве поверок, приходящихся на выбранный город, долю рынка среди всех поверок страны и количество организаций, аккредитованных на поверку в выбранном городе.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Каменская БКФ" (Нет данных)

Наименование организации Cтатус Поверенные модификации Кол-во поверок Поверок в 2024 году Первичных поверок Периодических поверок Извещений Для юриков Для юриков первичные Для юриков периодические

Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Каменская БКФ" (Нет данных)

Организация, регион Стоимость, руб Средняя стоимость

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Каменская БКФ» используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав ко-

торого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Аль-фаЦЕНТР».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

ПО «Альфа

ЦЕНТР»

Программа - планировщик опроса и пере

дачи данных

Amrserver.exe

Драйвер ручного опроса счетчиков и

УСПД

Amrc.exe

Драйвер автоматического опроса счетчиков и У СПД

Атга.ехе

Драйвер работы с БД

Cdbora2.dll

Библиотека шифрования пароля счетчиков

Encryptdll.dll

Библиотека сообщений планировщика опросов

Alphamess.dll

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

11.05.01

09148bc6b5707b28e0

8e6bc260843963

MD5

05dd5a0ccf85a15cb4c

47677e7c2fbac

aeefde21a81569abec9

6d8cb4cd3507b

7db1e4173056a92e73

3efccfc56bc99e

0939ce05295fbcbbba4

00eeae8d0572c

b8c331abb5e3444417

0eee9317d635cd

Комплексы измерительно-вычислительные для учёта электрической энергии

«АльфаЦЕНТР» внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным номером № 44595-10.

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,

получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-

троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 4 Всего листов 9 

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каменская БКФ» типографским способом.


Сведения о методиках измерений

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Каменская БКФ», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.


Нормативные и технические документы

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каменская БКФ»

  • 1 ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

  • 2 ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

  • 3 ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Поверка

Поверка

осуществляется по документу МП 59440-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каменская БКФ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

  • -   трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

  • -   трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

  • -   по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

  • -   по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

Лист № 8 Всего листов 9

  • -    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

  • -   счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

  • -   радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

  • -    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

  • -   термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.


Изготовитель


ЗАО «Транссервисэнерго»
Юридический адрес: 121552, Российская Федерация, г. Москва, ул. Ярцевская, д. 34, стр.1 Почтовый адрес: 119296, Российская Федерация, г. Москва, Ленинский проспект, д. 64а Тел./факс: (495) 380-37-70

Заявитель


Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт»
(ООО «Энергостандарт»)
Юридический адрес: 123056 г. Москва, ул. Большая Грузинская, д. 42
Почтовый адрес: 115114, г. Москва, ул. Дербеневская, д.1 стр.2.
Тел.: (495) 640-96-09
E-mail: info@en-st.ru
Лист № 9 Всего листов 9 

Испытательный центр


Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул.Озерная, д.46 Тел/факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

  • 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

  • 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер, GSM-модем, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

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 типа СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М передается посредством GSM-коммуникаторов C-1.02 по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ. Сервер ИВК осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС», региональные филиалы ОАО «СО ЕЭС» (РДУ) и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется от ИВК АИИС КУЭ по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложе-

Лист № 2 Всего листов 9 нием 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС », ОАО «СО ЕЭС » и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и уровень ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC(SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера ИВК с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью модуля ПО «Альфа ЦЕНТР» (AC_T) с использованием протокола NTP версии 4.0 в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу каждые 30 мин, коррекция часов осуществляется при наличии расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков с сервером ИВК производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчика выполняется автоматически при расхождении с часами сервера на величину ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.


В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС

КУЭ

Наименование

Тип

Г осреестра

Количество

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-05

8

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

15128-07

6

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

12

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66 У3

831-69

1

Трансформаторы напряжения антирезо-нансные трехфазные

НАМИ-10-95УХЛ2

20186-00

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-10

35956-07

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-10

23544-07

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03.01

27524-04

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

6

Методика поверки

1

Формуляр

1

Руководство по эксплуатации

1


измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

  • 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер, GSM-модем, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

  • 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 типа СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М передается посредством GSM-коммуникаторов C-1.02 по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ. Сервер ИВК осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

    Передача информации в ПАК ОАО «АТС», региональные филиалы ОАО «СО ЕЭС» (РДУ) и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется от ИВК АИИС КУЭ по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложе-

    Лист № 2 Всего листов 9 нием 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС », ОАО «СО ЕЭС » и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

    АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и уровень ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC(SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера ИВК с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью модуля ПО «Альфа ЦЕНТР» (AC_T) с использованием протокола NTP версии 4.0 в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу каждые 30 мин, коррекция часов осуществляется при наличии расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков с сервером ИВК производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчика выполняется автоматически при расхождении с часами сервера на величину ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

    Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

    Программное обеспечение

    В АИИС КУЭ ОАО «Каменская БКФ» используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав ко-

    торого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Аль-фаЦЕНТР».

    Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

    Наименование программного обеспечения

    Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

    Наименование файла

    ПО «Альфа

    ЦЕНТР»

    Программа - планировщик опроса и пере

    дачи данных

    Amrserver.exe

    Драйвер ручного опроса счетчиков и

    УСПД

    Amrc.exe

    Драйвер автоматического опроса счетчиков и У СПД

    Атга.ехе

    Драйвер работы с БД

    Cdbora2.dll

    Библиотека шифрования пароля счетчиков

    Encryptdll.dll

    Библиотека сообщений планировщика опросов

    Alphamess.dll

    Номер версии программного обеспечения

    Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

    Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

    11.05.01

    09148bc6b5707b28e0

    8e6bc260843963

    MD5

    05dd5a0ccf85a15cb4c

    47677e7c2fbac

    aeefde21a81569abec9

    6d8cb4cd3507b

    7db1e4173056a92e73

    3efccfc56bc99e

    0939ce05295fbcbbba4

    00eeae8d0572c

    b8c331abb5e3444417

    0eee9317d635cd

    Комплексы измерительно-вычислительные для учёта электрической энергии

    «АльфаЦЕНТР» внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным номером № 44595-10.

    Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,

    получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

    Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-

    троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

    Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

    Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

    Лист № 4 Всего листов 9 

    Состав 1-го, 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристи-

    ки приведены в таблице 2.

    Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Каменская БКФ» и их основные метрологические характеристики

    Но

    мер ИК

    Наименование объекта

    Измерительные компоненты

    Вид электро-энергии

    Метрологические характеристики ИК

    ТТ

    ТН

    Счетчик

    Сервер

    Основная по-грешность, %

    Погрешность в рабочих условиях, %

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    9

    1

    ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ф. «ФАК-

    1» яч. №25

    ТЛМ-10

    Кл.т. 0,5 800/5

    Зав. № 3996

    Зав. № 8933

    НТМИ-10-66У3

    Кл.т. 0,5 10000/100

    Зав. № 1968

    СЭТ-

    4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108071236

    НР Proliant D

    L380G7 E

    Зав.№

    CZ2137051R

    Активная

    Реактивная

    ±1,3

    ±2,5

    ±3,4

    ±5,6

    2

    ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 1 с. ш. 10 кВ, ф. «ОС-1» яч. №5

    ТЛМ-10

    Кл.т. 0,5 150/5

    Зав. № 0920 Зав. № 1219

    СЭТ-

    4ТМ.03.01

    0,5S/1,0

    Зав. № 0108071187

    Активная

    Реактивная

    ±1,3

    ±2,5

    ±3,4

    ±5,6

    3

    ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 2 с. ш. 10 кВ, ф. «ФАК-

    2» яч. №18

    ТЛМ-10

    Кл.т. 0,5 800/5

    Зав. № 7685

    Зав. № 7369

    НАМИ-10-95

    УХЛ2

    Кл.т. 0,5 10000/100

    Зав. № 327

    СЭТ-

    4ТМ.03.01

    0,5S/1,0

    Зав. № 0108071225

    Активная

    Реактивная

    ±1,3

    ±2,5

    ±3,4

    ±5,6

    4

    ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 2 с. ш. 10 кВ, ф. «ОС-2» яч. №6

    ТЛМ-10

    Кл.т. 0,5 150/5

    Зав. № 4965

    Зав. № 8885

    СЭТ-

    4ТМ.03.01

    0,5S/1,0

    Зав. № 0108072085

    Активная

    Реактивная

    ±1,3

    ±2,5

    ±3,4

    ±5,6

    5

    Каменская ПК, ОРУ-10 кВ, ПКУ-10 кВ ВЛЗ-1, ф. «ЛЭП-1» ТС-1

    ТОЛ-10-I

    Кл.т. 0,5S

    400/5

    Зав. № 54351

    Зав. № 54093

    Зав. № 54091

    ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 03470-12 Зав. № 03471-12 Зав. № 03472-12

    СЭТ-

    4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. №

    0803120350

    Активная

    Реактивная

    ±1,3

    ±2,5

    ±3,5

    ±5,9

    6

    Каменская ПК, ОРУ-10 кВ, ПКУ-10 кВ ВЛЗ-2, ф. «ЛЭП-2» ТС-2

    ТОЛ-10-I

    Кл.т. 0,5S

    400/5

    Зав. № 55369

    Зав. № 55367

    Зав. № 55373

    ЗНОЛП-10

    Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 2006253 Зав. № 2006254 Зав. № 2006185

    СЭТ-

    4ТМ.03М.01

    0,5S/1,0

    Зав. №

    0807125233

    Активная

    Реактивная

    ±1,3

    ±2,5

    ±3,5

    ±5,9

    7

    ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 1 с. ш. 10 кВ, ф. «ЦКП-

    1» яч. №35

    ТОЛ-СЭЩ-10

    Кл.т. 0,2S 1000/5

    Зав. № 23769-13

    Зав. № 25077-13

    Зав. № 24965-13

    НТМИ-10-66У3

    Кл.т. 0,5 10000/100

    Зав. № 1968

    СЭТ-

    4ТМ.03М

    0,2S/0,5

    Зав. № 0804130737

    Активная

    Реактивная

    ±0,9

    ±1,6

    ±1,6

    ±2,9

    Продолжение таблицы 2

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    9

    8

    ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ф. «ЦКП-

    3» яч. №33

    ТОЛ-СЭЩ-10

    Кл.т. 0,2S 1000/5

    Зав. № 25424-13

    Зав. № 25423-13

    Зав. № 25425-13

    НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1968

    СЭТ-

    4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804130703

    НР Proliant D L380G7 E

    Зав.№

    CZ2137051R

    Ак

    тивная

    Реак

    тивная

    ±0,9

    ±1,6

    ±1,6

    ±2,9

    9

    ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ф. «ЦКП-

    2» яч. №38

    ТОЛ-СЭЩ-10

    Кл.т. 0,2S 1000/5

    Зав. № 24842-13

    Зав. № 23854-13

    Зав. № 23855-13

    НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 327

    СЭТ-

    4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0807125635

    Ак

    тивная

    Реак

    тивная

    ±1,0

    ±1,8

    ±2,4

    ±4,4

    10

    ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ф. «ЦКП-

    4» яч. №40

    ТОЛ-СЭЩ-10

    Кл.т. 0,2S 1000/5

    Зав. № 25374-13

    Зав. № 25375-13

    Зав. № 24830-13

    СЭТ-

    4ТМ.03М.01

    0,5S/1,0

    Зав. № 0807125699

    Ак

    тивная

    Реак

    тивная

    ±1,0

    ±1,8

    ±2,4

    ±4,4

    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   Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

    • 4   Нормальные условия эксплуатации:

    • -    параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; ча

    стота (50 ± 0,2) Гц;

    • -   температура окружающей среды: (23±2) °С.

    • 5   Рабочие условия эксплуатации:

    для ТТ и ТН:

    - параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) U н1; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2) I н1; коэффициент мощности cosф (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;

    • -   температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 50 °С;

    • -    относительная влажность воздуха не более 98 % при 35 °С;

    • -    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

    Для счетчиков электрической энергии:

    • -    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) U н2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) I н2; диапазон коэффициента мощности cosф (БШф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;

    • -    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

    • -   температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 60 °С;

    • -    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

    • -    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа. Для аппаратуры передачи и обработки данных:

    • -    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

    • -   температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 25 °С;

    • -    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

    • -    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

    • 6    Погрешность в рабочих условиях указана для 2(5)% 1ном cos= 0,8 инд и

    температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 5 °С до плюс 35 °С.

    Лист № 6 Всего листов 9 7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера ИВК на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

    8   Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный

    информационный фонд по обеспечению единства измерений.

    Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

    • -   электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

    • -   электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

    • -    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 89 600 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

    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 выделенного канала связи сети Интернет по электронной почте или с помощью сотовой связи.

    В журналах событий фиксируются факты:

    • -   журнал счётчика:

    • -  параметрирования;

    • -  пропадания напряжения;

    • -  коррекции времени в счетчике.

    • -    журнал сервера:

    • -  параметрирования;

    • -  пропадания напряжения на счетчике;

    • -  коррекции времени в счетчике и сервере;

    • -  пропадание и восстановление связи со счетчиком. 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, параметри-ровании:

    • -  электросчетчика;

    • -   сервера. Возможность коррекции времени в:

    • -   электросчетчиках (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).

    Лист № 7 Всего листов 9 Глубина хранения информации:

    -   электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не

    менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

    -    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не ме

    нее 3,5 лет (функция автоматизирована).


    Настройки внешнего вида
    Цветовая схема

    Ширина

    Левая панель