| Номер в госреестре | 68733-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Литмаш-М" |
| Изготовитель | ИП Акимов Александр Васильевич, г.Муром |
| 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 «Литмаш-М» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;
- периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа, хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии средств измерений;
- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
- предоставление по запросу АО «АТС» дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений с сервера (АРМа) ИВК АИИС КУЭ на всех уровнях АИИС КУЭ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S, 0,5 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001; счетчики электроэнергии 0,5S по ГОСТ Р 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ Р 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2, и соединяющие их измерительные цепи;
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), выполняющий функции измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), содержит в своем составе: сервер Gigabyte (сервер БД), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 регистрационный номер средства измерений в Федеральном информационном фонде (рег. №) № 64242-16, устройство бесперебойного питания сервера (UPS), коммуникационное оборудование, программное обеспечение «Пирамида 2000».
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 преобразуют 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 через коммуникационное оборудование поступает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Сервер подключается к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации всем заинтересованным субъектам осуществляется в соответствии с согласованным сторонами регламентом. Передача информации в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», с использованием электронной подписи (ЭП), осуществляется с АРМ энергосбытовой организации -субъекта оптового рынка или сервера БД.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации времени УСВ-3, сервера БД и счетчиков. Коррекция времени в УСВ-3 происходит по сигналам точного времени глобальной навигационной системы GPS от встроенного GPS-приемника. Сличение времени сервера БД с временем УСВ-3 и его коррекция осуществляется ежеминутно. Сличение времени сервера БД с временем счетчиков выполняется с периодичностью 1 раз в сутки, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем сервера БД ±2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
| Идентификационные признаки | Значение | |||||||||
| Идентификационное наименование ПО | CalcClient s.dll | CalcLeaka ge.dll | CalcLosse s.dll | Metrolog y.dll | ParseBin. dll | ParseIEC. dll | ParseMod bus.dll | ParsePira mida.dll | Synchro- NSI.dll | VerifyTi- me.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 | |||||||||
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b 1b219065 d63da9491 14dae4 | b1959ff70 be1eb17c8 3f7b0f6d4 a132f | d79874d1 0fc2b156a 0fdc27e1c a480ac | 52e28d7b 608799bb 3ccea41b 548d2c83 | 6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 | 48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f | c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 | ecf53293 5ca1a3fd 3215049a f1fd979f | 530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 | 1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | |||||||||
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Наименование объекта и номер точки измерений по однолинейной схеме | Состав ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | |||||
| ТТ | ТН | Счетчик | Сервер | о) к -н в( о, 5 S 2 ° ын £ а к £ нр ро U С | Г раницы основной погрешности в рабочих условиях, (±)% | |||
| 1 | ПС 110 кВ «Меленки», ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.ф.1008 | ТЛП-10-5 300/5 Кл.т. 0,5S Рег. №30709-11 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 831-69 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | Gigabyte | Актив ная, Реактив ная | 1,1 2,7 | 3,3 5,5 |
| 2 | ПС 110 кВ «Меленки», ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.ф.1028 | ТПЛ-10-М У3 400/5 Кл.т. 0,5 Рег. №22192-07 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 831-69 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | Актив ная, Реактив ная | 1,1 2,7 | 3,2 5,4 | |
| УС] | В-3 рег. № 64242-16. | |||||||
| 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 минут. 3 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 метрологических характеристик. 4 Допускается замена УСВ-3 на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть. | ||||||||
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uном | от 98 до 102 |
| - ток, % от !ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +20 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uном | от 90 до 110 |
| - ток, % от !ном: | |
| - для ИК № 1 | от 2 до 120 |
| - для ИК № 2 | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos9 | 0,8 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С: | от +5 до +30 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +10 до +30 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в системе компонентов: Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСВ-3: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| Глубина хранения информации: Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | 113,7 |
| Сервер БД: - 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;
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- пропадания напряжения питания с фиксацией времени пропадания и восстановления;
- коррекции времени в счетчике, с фиксацией времени до и после коррекции , величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- пропадание напряжения пофазно с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- формирование события по результатам автоматической самодиагностики.
- журнал событий ИВК:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- коррекции времени в счетчике, с фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВК «Журналы событий» ИВК и ИИК.
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, параметрировании:
- электросчетчик;
- сервер.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сутки (функция автоматизирована);
- сбор результатов измерений - не реже 1 раза в сутки (функция автоматизирована). Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Счетчик электроэнергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.01 | 2 |
| Измерительный трансформатор тока | ТЛП-10-5 | 2 |
| Измерительный трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 2 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | Gigabyte | 1 |
| ПО | Пирамида 2000 | 1 |
| Паспорт-формуляр | САИМ 411711.076 ПФ | 1 |
| Методика поверки | МП 201-053-2017 | 1 |
осуществляется по документу МП 201-053-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Литмаш-М». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «26» июля 2017 года.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН -по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки, согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), рег. № 27008-04;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
приведены в эксплуатационной документации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Литмаш-М
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
