| Номер в госреестре | 72351-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Агроторг" |
| Изготовитель | ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Агроторг» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер сбора и сервер баз данных АИИС КУЭ, NTP-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и обеспечения питания технологического оборудования, автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Энфорс АСКУЭ БП».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется 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 хт1 - 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 электронной цифровой подписи (далее - ЭЦП) субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс.
Сравнение показаний часов сервера сбора и БД с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера сбора и БД производится по запросу каждые 30 мин, коррекция часов выполняется при расхождении на величину ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков электрической энергии с часами сервера сбора и БД производится во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний с часами сервера сбора и БД на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
В АИИС КУЭ используется ПО «Энфорс АСКУЭ БП». ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных и непреднамеренных изменений, что соответствует уровню защиты «высокий» по ГОСТ Р 8.883-2015. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | Collector_energy.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | 51А2АА81 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 5.0.92.1 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | bp_admin.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | 90В35ЕА6 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7.4.1 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, S о К | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | |||
| ТТ | ТН | Счётчик | Сервер/УССВ | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | РТП 10кВ ЗАО «Тэлпрайс», РУ-10кВ, Сек.1 10кВ, яч. 3, Ф.16 | ф.А.ТЛП-10 ф.С.ТЛП-10 400/5, КТ 0,2S Рег. № 30709-07 | ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.02М.02 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | DELL PowerEdge R630, HP ProLiant DL360/ NTP-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» |
| 2 | РТП 10кВ ЗАО «Тэлпрайс», РУ-10кВ, Сек.2 10кВ, яч. 17, Ф.9 | ф.А.ТЛП-10 ф.С.ТЛП-10 400/5, КТ 0,2S Рег. № 30709-07 | ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.02М.02 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 3 | РТП 10кВ ЗАО «Тэлпрайс», РУ-10кВ, Сек.2 10кВ, яч. 11, КЛ-10кВ | ф.А.ТЛП-10 ф.С.ТЛП-10 75/5, КТ 0,2S Рег. № 30709-11 | ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.02М.02 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 4 | РТП 10кВ №9 ЗАО «Тэл-прайс», РУ-10кВ, Сек.А-10 кВ , яч. 9, Ввод Т1 | ф.А.ТПОЛ 10 ф.С.ТПОЛ 10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02 | ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
| 5 | РТП 10кВ №9 ЗАО «Тэл-прайс», РУ-10кВ, Сек.Б-10 кВ , яч. 3, Ввод Т2 | ф.А.ТПОЛ 10 ф.С.ТПОЛ 10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02 | ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | Меркурий 230 ART-00 PQCSIGDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
| 6 | РТП 10кВ №9 ЗАО «Тэл-прайс», РУ-10кВ, ТСН «А», ТСН «Б», Ввод 0,4кВ | - | - | Меркурий 230 ART-01 PQCSIGDN КТ 1,0/2,0 Рег. № 23345-07 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | ПС 110кВ «Завод турбинных лопаток» (ПС 54), РУ-6кВ, 5 с.ш. 6кВ, яч. 56, Ввод 1 | ф.А.ТЛП-10-М ф.В.ТЛП-10-М ф.С.ТЛП-10-М 150/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-07 | ф.А.ЗНОЛ.06-6 ф.В.ЗНОЛ.06-6 ф.С.ЗНОЛ.06-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | DELL PowerEdge R630, HP ProLiant DL360/ NTP-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» |
| 8 | ПС 110кВ «Завод турбинных лопаток» (ПС 54), РУ-6кВ, 6 с.ш. 6кВ, яч. 66, Ввод 2 | ф.А.ТЛП-10-М ф.В.ТЛП-10-М ф.С.ТЛП-10-М 150/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-07 | ф.А.ЗНОЛ.06-6 ф.В.ЗНОЛ.06-6 ф.С.ЗНОЛ.06-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
| 1 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. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Г раницы основной погрешности, (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях, ±5),% |
| 1-3 | Активная | 0,7 | 1,2 |
| Реактивная | 1,1 | 2,2 | |
| 4,5 | Активная | 1,5 | 3,5 |
| Реактивная | 2,2 | 5,9 | |
| 6 | Активная | 1,2 | 3,6 |
| Реактивная | 2,3 | 6,7 | |
| 7, 8 | Активная | 1,5 | 2,5 |
| Реактивная | 2,2 | 4,3 | |
| Примечания: | |||
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). | |||
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. | |||
| 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, | |||
| равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, рав | |||
| ном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до 40 °С. | |||
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 8 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности, cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj(sinj) | от 0,5 инд. до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от 0 до +40 |
| - температура окружающей среды для ТТ, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды для ТН, °С | от -45 до +40 |
| - атмосферное давление, кПа | от 80 до 106,7 |
| - относительная влажность, не более ,% | 98 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.02М, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время наработки на отказ ПСЧ-4ТМ.05МК, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время наработки на отказ Меркурий 230, ч, не менее | 150000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | 110 |
| для СЭТ-4ТМ.02М и ПСЧ-4ТМ.05МК, сутки, не менее | |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | 85 |
| для Меркурий 230, сутки, не менее | |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | 3,5 |
| средств измерений, лет, не менее | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±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.
Регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10-М | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-10 | 12 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02М.02 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 230 ART-00 PQCSIGDN | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 230 ART-01 PQCSIGDN | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 2 |
| Сервер БД | HP ProLiant DL360 | 1 |
| Сервер сбора | DELL PowerEdge R630 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | NTP-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» | 1 |
| Программное обеспечение | «Энфорс АСКУЭ БП» | 1 |
| Методика поверки | МП 26.51.43-12-33290745232018 | 1 |
| Формуляр | АСВЭ 175.00.000 ФО | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | 1 |
осуществляется по документу МП 26.51.43-12-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Агроторг». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 29.06.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018 «Методика измерения потерь напряжения в линиях связи счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчики СЭТ-4ТМ.02М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчики Меркурий 230 - в соответствии с документом АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические «Меркурий 230». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», согласованному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «28» апреля 2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.
«Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
ООО «Агроторг», аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Агроторг»
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 | 3 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
