| Номер в госреестре | 67885-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Увадрев-Холдинг" |
| Изготовитель | ООО "Региональная энергетическая компания", г.Нижний Новгород |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Увадрев-Холдинг» (далее по тексту - 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 (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 1983-2015 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики) по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.21-2012 (IEC 62053-21:2003) в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ-2) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
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 минут.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-2, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов ИВК. Коррекция часов ИВК проводится вне зависимости от наличия расхождения часов ИВК и времени приемника, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов ИВК и времени УСВ-2 не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов ИВК с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится вне зависимости от наличия расхождения часов счетчика и ИВК. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационные наименования модулей ПО | CalcClients.dll CalcLeakage.dll CalcLosses.dll Metrology.dll ParseBin.dll ParseIEC.dll ParseModbus.dll ParsePiramida.dll SynchroNSI.dll VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
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.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| а <и , J мК оИ к | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК | |||
| ТТ | ТН | Счётчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ПС 11 | 0/35/10 кВ «Ува» | ||||||
| 1.1 | ПС 110/35/10 кВ «Ува», 2 с.ш. 10 кВ, яч.26 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 50156; Зав. № 50252 | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1117 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811135910 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,6 |
| РУ-0,2 кВ филиала ПАО «Ростелеком» в Удмуртской Республике | |||||||
| 1.2 | РУ-0,2 кВ филиала ПАО «Ростелеком» в Удмуртской Республике, СШ 0,2 кВ, Ввод 1 | - | - | СЭБ-1ТМ.02М.03 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1212143278 | активная реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±2,9 ±5,5 |
| РУ-0,4 кВ Ижевского филиала ООО «Т2 Мобайл» | |||||||
| 1.3 | РУ-0,4 кВ Ижевского филиала ООО «Т2 Мобайл», СШ 0,4 кВ, Ввод 1 | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.24 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1112162559 | активная реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±3,1 ±6,0 |
| Т | П-9 10/0,4 кВ | ||||||
| 1.4 | ТП-9 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, РЩ-6 0,4 кВ | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.24.04 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1108161981 | активная реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±3,1 ±6,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ЦРП-1 10 кВ | |||||||
| 2.1 | ЦРП-1 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 17 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 63556; Зав. № 31380 | НТМИ-10-66УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 295 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 12062980 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,0 |
| 2.2 | ЦРП-1 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 20 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 2379; Зав. № 63103 | НТМИ-10-66УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7905 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 12062210 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,0 |
| ЦРП-2 10 кВ | |||||||
| 2.3 | ЦРП-2 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.1 | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S 800/5 Зав. № 02229-14; Зав. № 02283-14; Зав. № 02252-14 | НАЛИ-СЭЩ-10-3-0,5-200 У2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 01049-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811135474 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,6 |
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 № 1.1, 2.1, 2.2, 2.3 от плюс 10 до плюс 28 °C; для ИК № 1.2 от плюс 18 до плюс 30 °C; для ИК № 1.3, 1.4 от плюс 5 до плюс 30 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСВ-2 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 7 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 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, °С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С: | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения аппаратуры передачи и обработки данных, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭБ-1 ТМ.02М.03, ПСЧ-4ТМ.05МК.24, ПСЧ-4ТМ.05МК.24.04 | 165000 |
| - СЭТ-4ТМ.02.2 | 90000 |
| - УСВ-2 | 2 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 74500 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 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 |
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 электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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) ООО «Увадрев-Холдинг» типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
| Таблица 4 - Комплектность АИИС | КУЭ | ||
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 51623-12 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 16687-13 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66УЗ | 831-69 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ-10-3-0,5-200 У2 | 51621-12 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-12 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭБ-1ТМ.02М.03 | 47041-11 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.24 | 64450-16 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.24.04 | 64450-16 | 1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02.2 | 20175-01 | 2 |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-158-2017 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-158-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Увадрев-Холдинг». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 22.05.2017 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-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков СЭБ-1ТМ.02М.03 - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭБ-1ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.174РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «08» июня 2011 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.24 - по документу ИГЛШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.24.04 - по документу ИГЛШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02.2 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;
- УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- 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) ООО «Увадрев-Холдинг», 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) ООО «Увадрев-Холдинг»
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 | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 16.09.2024 |
