Номер по Госреестру СИ: 76729-19
76729-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РЭК" в части электроснабжения ОАО "ЭХМЗ им. Н.Д. Зелинского"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РЭК» в части электроснабжения ОАО «ЭХМЗ им. Н.Д. Зелинского» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, 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) «АльфаЦЕНТР» и программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
ПО «АльфаЦЕНТР» | |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07.07 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПК «Энергос( |
юра» |
Идентификационное наименование ПО |
pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РЭК» в части электроснабжения ОАО «ЭХМЗ им. Н.Д. Зелинского», свидетельство об аттестации № 228/RA.RU.312078/2019.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РЭК» в части электроснабжения ОАО «ЭХМЗ им. Н.Д. Зелинского»
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-199-2019 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РЭК» в части электроснабжения ОАО «ЭХМЗ им. Н.Д. Зелинского». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 08.10.2019 г.
Основные средства поверки:
-
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
-
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
-
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
-
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
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 3328498209Адрес: 600028, г. Владимир, ул. Сурикова, д. 10 «А», помещение 10 Телефон (факс): (4922) 60-23-22
Web-сайт: ensys.su
E-mail: post@ensys.su
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
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 ООО «РЭК» с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», сервер ПАО «МОЭСК» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройства синхронизации времени, автоматизированное рабочее место (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.
Для измерительных каналов (ИК) №№ 5, 6 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер ООО «РЭК», где осуществляется 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.
Для ИК №№ 1-4 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующий GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер ПАО «МОЭСК», где осуществляется 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.
От сервера ПАО «МОЭСК» информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на сервер ООО «РЭК» по каналу связи сети Internet.
Передача информации от сервера ООО «РЭК» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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 включает в себя часы счетчиков, часы сервера ООО «РЭК», часы сервера ПАО «МОЭСК», устройства синхронизации времени УСВ-3.
Сравнение показаний часов сервера ООО «РЭК» с соответствующим УСВ-3 осуществляется 1 раз в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении с соответствующим УСВ-3 на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «МОЭСК» с соответствующим УСВ-3 осуществляется 1 раз в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении с соответствующим УСВ-3 на величину более ±1 с.
Для ИК №№ 1-4 сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ПАО «МОЭСК» осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера ПАО «МОЭСК» на величину более ±2 с.
Для ИК №№ 5, 6 сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ООО «РЭК» осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера ООО «РЭК» на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и серверов 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. |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТЛК-10 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НОМ-6 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НТМК-6-48 |
2 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
4 |
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 234 |
2 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
2 |
Сервер ПАО «МОЭСК» |
HP ProLiant DL370 G6 |
1 |
Сервер ООО «РЭК» |
HP ProLiant DL360 |
1 |
Методика поверки |
МП ЭПР-199-2019 |
1 |
Паспорт-формуляр |
ЭНСТ.411711.215.ФО |
1 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Устройство син-хрониза-ции времени |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ТПОЛ-10 |
НОМ-6 |
Актив- | |||||||
ПС-130 Элек- |
Кл.т. 0,5 |
Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
ная |
1,3 |
3,3 | |||
1 |
тросталь РУ-6 |
1000/5 |
6000/^3/100/^3 |
Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||
кВ, Фидер Е-12 |
Рег. № 1261-59 |
Рег. № 159-49 |
Рег. № 27524-04 |
Реактив- |
2,5 |
5,3 | |||
Фазы: А; С |
Фазы: А; В; С |
ная | |||||||
ТПОЛ-10 |
НОМ-6 |
Актив- | |||||||
ПС-130 Элек- |
Кл.т. 0,5 |
Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
ная |
1,3 |
3,3 | |||
2 |
тросталь РУ-6 |
1000/5 |
6000/^3/100/^3 |
Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||
кВ, Фидер Е-13 |
Рег. № 1261-59 Фазы: А; С |
Рег. № 159-49 Фазы: А; В; С |
Рег. № 27524-04 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
HP ProLi ant DL370 G6 |
Реактивная |
2,5 |
5,3 | |
ТЛК-10 |
НАМИТ-10 |
Актив- | |||||||
ПС-340 Дуговая |
Кл.т. 0,2S |
Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
ная |
0,8 |
2,2 | |||
3 |
РУ-6 кВ, Фидер |
400/5 |
6000/100 |
Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||
14 |
Рег. № 9143-06 |
Рег. № 16687-07 |
Рег. № 27524-04 |
Реактив- |
1,5 |
5,4 | |||
Фазы: А; С |
Фазы: АВС |
ная | |||||||
ПС-340 Дуговая |
ТЛК-10 |
НАМИТ-10 |
Актив- | ||||||
РУ-6 кВ, Фидер |
Кл.т. 0,2S |
Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
ная |
0,8 |
2,2 | |||
4 |
84 |
400/5 |
6000/100 |
Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||
Рег. № 9143-06 |
Рег. № 16687-07 |
Рег. № 27524-04 |
Реактив- |
1,5 |
5,4 | ||||
Фазы: А; С |
Фазы: АВС |
ная | |||||||
5 |
ТП-15 РУ-6 кВ |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,2S 100/5 |
НТМК-6-48 Кл.т. 0,5 6000/100 |
Меркурий 234 АЯТ2-00Р Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
УСВ-3 Рег. № |
HP ProLi ant DL360 |
Активная |
1,0 |
2,3 |
яч.5 |
Рег. № 15128-07 |
Рег. № 323-49 |
64242-16 |
Реактив- |
1,8 |
4,2 | |||
Фазы: А; В; С |
Фазы: АВС |
ная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
6 |
ТП-15 РУ-6 кВ яч.6 |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,2S 100/5 Рег. № 15128-07 Фазы: А; В ; С |
НТМК-6-48 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 323-49 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ART2-00Р Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
HP Proliant DL360 |
Активная Реак тивная |
1,0 1,8 |
2,3 4,2 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±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 мин.
-
3 Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1, 2 для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % от 1ном; cos j = 0,8инд.
-
4 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 устройств синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 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 |
Количество ИК |
6 |
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
ток, % от 1ном для ИК №№ 1, 2 |
от 5 до 120 |
для остальных ИК |
от 1 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 ток, % от 1ном |
от 90 до 110 |
для ИК №№ 1, 2 для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 1 до 120 |
частота, Гц |
от 0,5 до 1,0 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, |
от -45 до +40 |
°С |
от +5 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С |
от +10 до +40 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа Меркурий 234: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСВ-3: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для серверов: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее |
170 |
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
для счетчиков типа Меркурий 234: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее |
170 |
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
для серверов: 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 по электронной почте.
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); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации :
о состоянии средств измерений ;
о результатах измерений (функция автоматизирована ).
Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).