| Номер в госреестре | 77717-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Лискимонтажконструкция" |
| Изготовитель | АО "Энергетическая компания АтомСбыт", г.Воронеж |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Лискимонтажконструкция» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - Счетчики), 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) ЗАО «Лискимонтажконструкция», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ), сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), и программное обеспечение (далее - ПО) «Энфорс» и «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
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 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, 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 блоком УССВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС). УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±2 с. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется ПО «Энфорс» и ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблицах 1.1. - 1.4. ПО обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Энфорс» Модуль сбора данных Collector energy.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 5.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 75695305e6d4164e320f6724b8386630 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационные признаки | Значение |
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Энфорс» Модуль администрирования enfadmin.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 585ee0f1be9b0c187cf13ff8d9cfe9ec |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Энфорс» Модуль формирования макетов 80020 m80020.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 2.3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 9b28af5f8bc0cebae21e1 f499b4e1819 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 1.4 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Модуль синхронизации GpsReader.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 3.18 |
| Цифровой идентификатор ПО | d73f8bf1456eddbb9cc533a262c217e7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Энфорс» и ПО «АльфаЦЕНТР» не влияют на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО «Энфорс» от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о Н | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УССВ/ Сервер | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих усло-виях,% | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110 кВ ЗМЗ, Ввод 6 кВ Т-1 | ТЛШ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 3972-03 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 / PC Intel Celeron G4920 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 |
| 2 | ПС 110 кВ ЗМЗ, Ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 26198-03 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,2 | |
| 3 | ПС 110 кВ ЗМЗ, Ввод 6 кВ Т-2 | ТЛШ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 3972-03 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | ПС 110 кВ ЗМЗ, Ввод 0,4 кВ ТСН-2 | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 26198-03 | - | ПСЧ-4ТМ.05.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 / PC Intel Celeron G4920 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,2 |
| 5 | ПС 110 кВ ЗМЗ, ЗРУ-6 кВ яч.10 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 15128-07 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 | |
| 6 | ПС 110 кВ ЗМЗ, ЗРУ-6 кВ яч.23 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 15128-07 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 | |||||||
| 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 cosj = 0,8 инд 1=0,05 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 6 от 0 до плюс 40 °C. 4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5 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. 6 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cosj - температура окружающей среды, С | от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, С: - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +70 от -40 до +65 от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05, ПСЧ-4ТМ.05.04, ПСЧ-4ТМ.05.05 для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 | 90000 165000 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000 1 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114 45 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;
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:
- электросчетчика;
- сервера.
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 АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип/Обозначение | Количество, шт./Экз. |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10У3 | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05.04 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05.05 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Сервер | PC Intel Celeron G4920 | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «Энфорс» | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Методика поверки | МП 004-2020 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | ЭСКВ.466653.011.ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 004-2020 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Лискимонтажконструкция». Методика поверки», утвержденному
ООО «Спецэнергопроект» 10.01.2020 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05, ПСЧ-4ТМ.05.04, ПСЧ-4ТМ.05.05 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.126РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 ноября 2005 г.;
- 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 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 декабря 2007 г.;
- УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, Рег. № 46656-11.
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) ЗАО «Лискимонтажконструкция», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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 | 3 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
