| Номер в госреестре | 66445-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Линде Газ Рус" г. Балашиха |
| Изготовитель | ООО "ПраймЭнерго", г.Москва |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Линде Газ Рус» г. Балашиха (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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), которые включают в себя 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 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 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 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЯТи-325Ь (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ-3).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АО «Линде Газ Рус», включающий в себя сервер баз данных (БД) - сервер АИИС КУЭ АО «Линде Газ Рус» г. Балашиха, промежуточный сервер АИИС КУЭ - сервер ПАО «МОЭСК», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), УСВ-3 и каналообразующую аппаратуру.
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО СО «ЕЭС».
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.
Для ИК № 1-7 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВКЭ по проводным каналам связи, где осуществляется хранение измерительной информации. Далее промежуточный сервер АИИС КУЭ по проводным каналам связи опрашивает УСПД, осуществляет хранение и передачу измерительной информации. Передача информации с промежуточного сервера на сервер АИИС КУЭ АО «Линде Газ Рус» г. Балашиха осуществляется с помощью электронной почты в виде xml-макетов.
Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД АИИС КУЭ с помощью электронной почты.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК.
Сервер БД АИИС КУЭ оснащен УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет сервер БД АИИС КУЭ, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и сервере БД на величину более ±2 с. Корректировка часов сервера БД АИИС КУЭ выполняется автоматически от УСВ-3. Корректировка часов сервера БД АИИС КУЭ происходит ежесекундно.
Промежуточный сервер АИИС КУЭ - сервер ПАО «МОЭСК» и УСПД ПАО «МОЭСК» оснащены УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Синхронизация времени УСПД ПАО «МОЭСК» от УСВ-3 происходит ежесекундно. Сравнение показаний часов УСПД ПАО «МОЭСК» и сервера ПАО «МОЭСК» происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера на величину более чем ±3 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера и УСПД.
В сервере БД АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
В сервере ПАО «МОЭСК» используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 2.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО ПК «Энергосфера»
| Идентификационные признаки | Значение (сервер АИИС КУЭ АО «Линде Г аз Рус» г. Балашиха) |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Метрологические значимые модули ПО «Альфа ЦЕНТР»
| Идентификационные признаки | Значение (сервер ПАО «МОЭСК») |
| Идентификационное наименование ПО | Библиотека метрологически значимой части ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211 C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Состав измерительных каналов первого и второго уровня АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС №194 «Кислородная» 110/10/6 кВ, КРУ-10кВ, 1С, яч.33, ф.33(а+Р) | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,1 ±5,0 |
| 2 | ПС №194 «Кислородная» 110/10/6 кВ, КРУ-10кВ, 3С, яч.34, ф.34(а+Р) | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,9 ±6,7 |
| 3 | ПС №194 «Кислородная» 110/10/6 кВ, КРУ-6кВ, 1С, яч.5, ф.5(а+Р) | Т0Л-10 Кл. т. 0,5 600/5 | НАМИ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,9 ±6,7 |
| 4 | ПС №194 «Кислородная» 110/10/6 кВ, КРУ-6кВ, 1С, яч.11, ф.11(а+Р) | Т0Л-10 Кл. т. 0,5 600/5 | НАМИ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,9 ±6,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | ПС №194 «Кислородная» 110/10/6 кВ, КРУ-6кВ, 2С, яч.12, ф.12(а+Р) | Т0Л-10 Кл. т. 0,5 600/5 | НАМИ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,9 ±6,7 |
| 6 | ПС №194 «Кислородная» 110/10/6 кВ, КРУ-6кВ, 3С, яч.2, ф.2(а+Р) | Т0Л-10 Кл. т. 0,5 600/5 | НАМИ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,9 ±6,7 |
| 7 | ПС №194 «Кислородная» 110/10/6 кВ, КРУ-6кВ, 3С, яч.6, ф.6(а+Р) | Т0Л-10 Кл. т. 0,5 600/5 | НАМИ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,9 ±6,7 |
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. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 7 от минус 30 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 3, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 7 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | 98 до 102 |
| - ток, % от ^ | 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °C | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от им | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °C | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера БД и УСПД, °C | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, | |
| потребленной за месяц, по каждому каналу,суток, не менее; | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, | |
| не менее | 10 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Линде Газ Рус» г. Балашиха типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2473-69 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 6009-77 | 10 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 831-69 | 2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 11094-87 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03 | 27524-04 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03.01 | 27524-04 | 6 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTO-325L | 37288-08 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 51644-12 | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
| Программное обеспечение | «Альфа ЦЕНТР» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-260-2016 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-260-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Линде Г аз Рус» г. Балашиха. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 05.12.2016 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 без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- УСПД RXU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- УСВ-3 - в соответствиии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 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 минус 20 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) оттиском клейма поверителя.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной-информационно измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Линде Газ Рус» г. Балашиха, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Линде Г аз Рус» г. Балашиха
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 | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
