| Номер в госреестре | 73238-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК "Энергосервис" (Сибирь-2) 2-ая очередь |
| Изготовитель | ООО "Энергетическая компания "СТИ", г. Санкт-Петербург |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК "Энергосервис" (Сибирь-2) 2-ая очередь предназначена для измерений активной, реактивной электрической энергии потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами МУП «Горэлектротранс», автоматизированного сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Уровни АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
Принцип действия АИИС КУЭ при измерении электрической энергии основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение), измерении и интегрировании на получасовом интервале мгновенной активной и реактивной мощности, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (3 0 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных на глубину не менее 3,5 лет;
- хранение результатов измерений электрической энергии в памяти счетчиков на глубину не менее 45 дней;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и ведение журнала событий;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии в цифровые коды, которые перемножаются для вычисления мгновенных значений электрической мощности. Активная электрическая энергия вычисляются путем математической обработки значений мгновенной мощности и мгновенных значений тока и напряжения. Результаты измерений периодически сохраняются в памяти счетчиков с указанием метки времени в шкале UTC, формируя графики нагрузки.
ИВК выполнен на базе комплекса программно-технического «E-ресурс» ES.02 и включает в себя:
- сервер баз данных;
- автоматизированные рабочие места (АРМ).
Технические средства ИВК АИИС КУЭ расположены в ООО «ЭК «СТИ».
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК ТИ и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- формирование на сервере баз данных результатов измерений в XML-формате, предусмотренном регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности, защищенном электронной цифровой подписью и передачу по электронной почте в ПАК АО «АТС», Кемеровское РДУ, центры сбора и обработки информации смежных сетевых и сбытовых организаций по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020;
- дистанционный доступ коммерческого оператора к компонентам АИИС КУЭ;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК ТИ;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере баз данных и передачу шкалы времени на уровень ИИК ТИ;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
В ИВК предусмотрена аппаратная и программная защита от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 и коммуникаторов связи GSM/GPRS для передачи данных от счетчиков до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ.
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
ИИК ТИ, ИВК, связующие компоненты образуют измерительные каналы (далее - ИК).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), действующая следующим образом. Сервер баз данных получает шкалу времени UTC от тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ», входящих в комплекс технических
средств передачи эталонных сигналов частоты и времени ГСВЧ РФ. При каждом опросе счетчиков сервер баз данных определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по абсолютной величине 2 с, то формирует команду синхронизации. Счетчики в составе АИИС КУЭ допускают синхронизацию времени не чаще 1 раза в сутки.
Перечень ИК и измерительных компонентов в их составе приведен в таблице 1.
В АИИС КУЭ предусмотрено пломбирование крышек зажимов счетчиков, коробок испытательных и сборок зажимов вторичных цепей ТТ и ТН.
Таблица 1 - перечень ИК и состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование ИК | Состав первого и второго у | ровней АИИС КУЭ | ||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВК | ||
| 1 | ПС № 37, ф. 6 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 кл.т. 0.5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег № 5344713 |
| 2 | ПС № 37, ф. 24 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1276-59 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0.5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
| 3 | ПС № 14, ф. 12 | ТПОЛ-10М кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. №37853-08 | НТМИ-6-66 кл.т. 0.5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
В ИВК АИИС КУЭ используется программное обеспечение из состава комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02. Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2. Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ПО «E-ресурс» ES.02 |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.0 и выше |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | Вычисляется контролирующей утилитой, указывается в формуляре АИИС КУЭ |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | echeck |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Не присвоен |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 52e65bf4a60108fdd59bac8941e1c0fd |
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| I, % от 1ном | Коэфф. мощности | И | К № 1, 2, 3 | |
| ±5-даоА, % | ±5wA, % | ±5wP, % | ||
| 5 | 0,50 | ±5,5 | ±5,7 | ±4,0 |
| 5 | 0,80 | ±3,0 | ±3,3 | ±5,3 |
| 5 | 0,87 | ±2,7 | ±3,0 | ±6,2 |
| 5 | 1,00 | ±1,8 | ±2,0 | - |
| 20 | 0,50 | ±3,0 | ±3,3 | ±3,2 |
| 20 | 0,80 | ±1,7 | ±2,2 | ±3,7 |
| 20 | 0,87 | ±1,5 | ±2,0 | ±4,1 |
| 20 | 1,00 | ±1,2 | ±1,4 | - |
| 100 | 0,50 | ±2,3 | ±2,6 | ±3,1 |
| 100 | 0,80 | ±1,4 | ±1,9 | ±3,4 |
| 100 | 0,87 | ±1,2 | ±1,8 | ±3,6 |
| 100 | 1,00 | ±1,0 | ±1,3 | - |
| Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ ±5 с. | ||||
| Примечания: 1. 8woA - границы допускаемой основной относительной погрешности измерения активной энергии; 2. SwA - границы допускаемой относительной погрешности измерения активной энергии в рабочих условиях применения; 3. 8WP - границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной энергии в рабочих условиях применения. | ||||
Таблица 4 - Технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование | Значение |
| Количество измерительных каналов (ИК) | 3 |
| Период измерений активной и реактивной средней электрической энергии, минут | 30 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое |
| Формирование базы данных с результатами измерений | автоматическое |
| Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК не менее, лет | 3,5 |
| Глубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток | 45 |
| Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ | автоматическое |
| Температура окружающего воздуха для: | |
| измерительных трансформаторов, °С | от -45 до +40 |
| счетчиков, связующих компонентов, °С | от 0 до +40 |
| оборудования ИВК, °С | от +10 до +35 |
| Частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| Напряжение сети питания, % от ином | от 90 до 110 |
| Индукция внешнего магнитного поля, не более, мТл | 0,05 |
| Допускаемые значения информативных параметров: | |
| ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110; |
| коэффициент мощности, cos j | 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
наносится на титульный лист формуляра «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК "Энергосервис" (Сибирь-2) 2-ая очередь. Формуляр».
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип, обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10М | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Счетчики | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 3 |
| Комплекс программно-технический | «Е-ресурс» ES.02 | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК "Энергосервис" (Сибирь-2) 2-ая очередь. Формуляр | АИИС.1312/080612.ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК "Энергосервис" (Сибирь-2) 2-ая очередь. Методика поверки | МП-163-ЯЛ.Яи.310556-2018 | 1 |
осуществляется по документу МП-163-КЛ.Яи.310556-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК "Энергосервис" (Сибирь-2) 2-ая очередь. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 12 сентября 2018 г.
Основные средства поверки:
- NTP серверы, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012 или вторичных эталонов ВЭТ 1-5, ВЭТ 1-7;
- для проверки вторичных цепей ТТ и ТН в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный №ФР.1.34.2014.17814);
- для ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- для ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.;
- для комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02 - в соответствии с документом «Комплексы программно-технические «Е-ресурс» ES.02. Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» в январе 2013 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК "Энергосервис" (Сибирь-2) 2ая очередь. Свидетельство об аттестации методики измерений № 400-RA.RU.311735-2018 от 12 сентября 2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК "Энергосервис" (Сибирь-2) 2-ая очередь
ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
