| Номер в госреестре | 65769-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Каскад-Энергосбыт" - Регионы (5 очередь) |
| Изготовитель | ООО "Каскад-Инжиниринг", г.Калуга |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Каскад-Энергосбыт» - Регионы (5 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени УССВ-16ИУБ (далее - УССВ-16ИУБ), состоящего из GPS-приемника, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее -ПО) «АльфаЦЕНТР».
Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
В ИВК АИИС КУЭ производится сбор, обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ-16HVS, синхронизирующим время УСПД по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УССВ-16HVS.
УСПД периодически сравнивает свое системное время с сигналом проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УССВ-16HVS, корректировка часов УСПД осуществляется в независимости от наличия расхождения. Абсолютная погрешность хода внутренних часов УСПД составляет ±2 с при внешней синхронизации не реже 1 раза в час. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется при наличии расхождения более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Сервер БД периодически сравнивает свое системное время со временем УСПД, корректировка часов сервера осуществляется при наличии расхождения ±1 с.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого 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 программными средствами ПО.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | библиотека ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| а <и ■ J о К К | Наименование | Состав измерительного канала | Вид элек | ||||
| точки измерений | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Сервер | троэнергии | |
| 1 | РТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-1-0,4 кВ, Ввод 1 от Т-4 | ТШЛ-0,66-11 1500/5 Кл. т. 0,2S | - | A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ||
| 2 | РТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-1-0,4 кВ, Ввод 2 от Т-3 | ТШЛ-0,66-11 1500/5 Кл.т. 0,2S | - | A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ||
| 3 | РТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-2-0,4 кВ, Ввод 1 от Т-2 | ТШЛ-0,66-11 1500/5 Кл. т. 0,2S | - | A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ||
| 4 | РТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-2-0,4 кВ, Ввод 2 от Т-1 | ТШЛ-0,66-11 1500/5 Кл. т. 0,2S | - | A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325L | Hp Proliant DL320e Gen 8 v2 | активная реактивная |
| 5 | ТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-1-0,4 кВ, Ввод 1 от Т-4 | ТШП-0,66 2000/5 Кл. т. 0,2S | - | A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ||
| 6 | ТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-1-0,4 кВ, Ввод 2 от Т-3 | ТШП-0,66 2000/5 Кл. т. 0,2S | - | A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ||
| 7 | ТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-2-0,4 кВ, Ввод 1 от Т-2 | ТШП-0,66 2000/5 Кл. т. 0,2S | - | A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ||
| 8 | ТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-2-0,4 кВ, Ввод 2 от Т-1 | ТШП-0,66 2000/5 Кл. т. 0,2S | - | A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ||
| 9 | РП-6 (6 кВ), РУ-6 кВ, I с.ш., яч. № 1 | ТЛК 200/5 Кл. т. 0,5S | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 0,5S/1,0 | RTU-325L | Hp Proliant DL320e Gen 8 v2 | активная реактивная |
| 10 | РП-6 (6 кВ), РУ-6 кВ, II с.ш., яч. № 2А | ТЛК 200/5 Кл. т. 0,5S | НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ||
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | Границ сителы измере! ловиях ответств сти | ы интервала отно-ой погрешности шй в рабочих ус-эксплуатации, со-$ующие вероятно-Р=0,95 (±5), % | |||||
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| 1 - 8 (ТТ 0,2S; Сч 0,2S) | I^C^l^I^ | 0,4 | 0,5 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 1,0 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 0,4 | 0,5 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | |
| 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 0,6 | 0,6 | 1,0 | 0,9 | 1,0 | 1,2 | |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 0,7 | 0,8 | 1,1 | 1,0 | 1,0 | 1,3 | |
| 0,02Iнl<Il<0,05Iнl | 1,1 | 1,2 | 1,9 | 1,3 | 1,4 | 2,1 | |
| 9; 10 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | I^C^l^I^ | 1,1 | 1,4 | 2,3 | 1,9 | 2,1 | 2,7 |
| 0,2!н1<[1<[н1 | 1,1 | 1,4 | 2,3 | 1,9 | 2,1 | 2,7 | |
| 0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | 1,4 | 1,7 | 3,0 | 2,1 | 2,3 | 3,4 | |
| 0,02Iн1<I1<0,05Iн1 | 2,5 | 3,0 | 5,5 | 3,0 | 3,4 | 5,7 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | Границ ситель измере! ловиях ответств сти | ы интервала отно-ой погрешности шй в рабочих ус-эксплуатации, со-ующие вероятно-Р=0,95 (±5), % | |||||
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| 1 - 8 (ТТ 0,2S; Сч 0,5) | I^C^l^I^ | 0,9 | 0,7 | 0,6 | 1,2 | 1,1 | 1,0 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 0,9 | 0,8 | 0,6 | 1,3 | 1,1 | 1,0 | |
| 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 1,3 | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,4 | 1,2 | |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 1,5 | 1,2 | 0,9 | 2,2 | 1,7 | 1,4 | |
| 0,02Iнl<Il<0,05Iнl | 2,9 | 2,1 | 1,5 | 4,1 | 3,1 | 2,3 | |
| 9; 10 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | I^C^l^I^ | 2,7 | 2,1 | 1,5 | 4,3 | 3,9 | 3,6 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 2,7 | 2,1 | 1,5 | 4,3 | 3,9 | 3,6 | |
| 0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | 3,6 | 2,6 | 1,8 | 4,8 | 4,2 | 3,7 | |
| 0,02Iн1<I1<0,05Iн1 | 6,5 | 4,6 | 3,0 | 7,3 | 5,6 | 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 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99-1,01) Uном; диапазон силы тока (0,02-1,2) !ном, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cos ф =0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- для ТТ и ТН от минус 45 до плюс 40 °С;
- для счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;
- для УСПД от плюс 15 до плюс 25 °С;
- для ИВК от плюс 15 до плюс 25 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1) Цщ; диапазон силы первичного тока (0,02-1,2) 1н1; коэффициент мощности cos ф (sin ф) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,8-1,2) Цн2; диапазон силы вторичного тока (0,02-1,2) 1н2; коэффициент мощности cos ф (sin ф) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота (50±2,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т= 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УССВ-16HVS - среднее время наработки на отказ не менее Т= 44 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер Hp Proliant DL320e Gen 8 v2 - среднее время наработки на отказ не менее 260 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - глубина хранения тридцатиминутных приращениях электроэнергии -
45 суток.
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Каскад-Энергосбыт» - Регионы (5 очередь) типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТШЛ-0,66 | 3422-06 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТШП-0,66 | 15173-06 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТЛК | 42683-09 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-05 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 16687-07 | 1 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 31857-06 | 8 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 36355-07 | 2 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-325L | 37288-08 | 1 |
| Устройства синхронизации системного времени | УССВ-^HVS | - | 1 |
| Программное обеспечение | «Альф аТ ЦЕНТР» | 1 | |
| Сервер баз данных | Hp Proliant DL320e Gen 8 v2 | - | 1 |
| Методика поверки | - | - | 1 |
| Формуляр | КЭКУ.422231.008 ФО | - | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-061-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Каскад-Энергосбыт» - Регионы (5 очередь). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2016 г.
Основные средства 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»;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 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 минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ООО «Каскад-Энергосбыт» - Регионы (5 очередь), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Каскад-Энергосбыт» - Регионы (5 очередь)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
