| Номер в госреестре | 80054-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛАДА Ижевск" (2-я очередь) |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "АльфаЭнерго" (ООО "АльфаЭнерго"), г. Москва |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛАДА Ижевск» (2-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» со встроенным источником точного времени (УСПД), каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (СБД) типа HP ProLiant ML310e Gen8 v2, сетевой накопитель данных, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера», коммуникационное оборудование, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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. Вычисления проводятся без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых величин, получение данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на СБД. УСПД обеспечивает автоматический сбор измерений электрической энергии и мощности с ИИК по GSM-каналу связи, их накопления, обработки, хранения и отображения полученной информации. Передача данных происходит с периодичностью 1 раз в 30 минут по запросу со стороны УСПД.
На СБД АИИС КУЭ периодически (один раз в сутки) и/или по запросу осуществляется автоматический сбор привязанных к шкале координированного времени UTC (SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут), вычисление электрической энергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации трансформаторов тока (Ктт) и трансформаторов напряжения (Ктн), хранение и передача измерительной информации, оформление отчетных документов, ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменение коэффициентов трансформации трансформаторов тока (Ктт) и трансформаторов напряжения (Ктн), синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадание питания, замены счетчика, событий отраженных в журналах событий счетчиков.
ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка отправляет с использованием ЭП данные отчеты в формате XML по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ, всем заинтересованным смежным субъектам и другим заинтересованным лицам в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя часы сервера, УСПД, счетчиков. СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК).
В состав СОЕВ входит УСПД «ЭКОМ-3000» со встроенным источником точного времени (далее - УСВ), синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, получаемым от ГЛОНАСС/GPS -приемника.
Сервер АИИС КУЭ с периодичностью 1 раз в 30 минут, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСПД «ЭКОМ-3000» и при расхождении на величину ±2 с и более, сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСПД «ЭКОМ-3000».
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется при каждом сеансе связи с периодичностью 1 раз в 30 минут и при расхождении на величину ±2 с и более выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД, сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера»
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| о, е S о Я | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД/ УСВ/ Сервер | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ Машзавод, РУ-6 кВ, 6 с.ш., ф.64, КЛ-6 кВ | ТПЛ-10с 400/5 Кл. т. 0,5 S Рег. № 29390-10 ТПЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2363-68 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | «ЭКОМ-3000» со встроенным источником точного времени, рег. № 17049-14/ HP ProLiant ML310e Gen8 v2 |
| 2 | ПС 110 кВ Заречная, РУ-6 кВ, 2 с.ш., ф.618, КЛ-6 кВ | ТЛК-СТ 300/5 Кл. т. 0,5 S Рег. № 58720-14 | ЗНОЛ.06 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |
| 3 | РП-23 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.3, КЛ-6 кВ | ТОЛ 10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ-06(1) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
| 4 | РП-23 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.4, КЛ-6 кВ | ТОЛ 10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ-06(1) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
| 5 | РП-23 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.6, КЛ-6 кВ | ТОЛ 10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ-06(1) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
| 6 | РП-23 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.15, КЛ-6 кВ | Т0Л-10 УТ2 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 6009-77 | ЗНОЛ-06(2) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
| 7 | РП-23 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 16, КЛ-6 кВ | ТОЛ-НТЗ 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 69606-17 | ЗНОЛ-06(2) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
| 8 | РП-23 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.17, КЛ-6 кВ | ТОЛ 10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ-06(2) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
| 9 | РП-23 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.18, КЛ-6 кВ | ТОЛ 10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ-06(2) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 10 | РП-23 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5, КЛ-6 кВ | ТЛК10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 9143-83 | ЗНОЛ-06(1) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | «ЭКОМ-3000» со встроенным источником точного времени, рег. № 17049-14/ HP ProLiant ML310e Gen8 v2 |
| 11 | РП-23 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.7, КЛ-6 кВ | ТОЛ 10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ-06(1) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
| 12 | РП-23 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.13, КЛ-6 кВ | ТОЛ 10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ-06(2) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
| 13 | РП-23 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.19, КЛ-6 кВ | ТЛК10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 9143-83 | ЗНОЛ-06(2) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН, 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 3 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСПД на аналогичное, утвержденного типа.
3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. 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.
5. (1) -Указанные трансформаторы напряжения подключены к пяти счетчикам измерительных каналов №№ 3-5, 10, 11.
6. (2) -Указанные трансформаторы напряжения подключены к шести счетчикам измерительных каналов №№ 6-9, 12, 13.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | Активная | 1,2 | 3,2 |
| Реактивная | 1,9 | 5,5 | |
| 2 | Активная | 1,3 | 3,3 |
| Реактивная | 2,1 | 5,6 | |
| 3-13 | Активная | 1,3 | 3,2 |
| Реактивная | 2,1 | 5,6 | |
| Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов СОЕВ | 5 | ||
| АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC (SU), (±) с | |||
Пр имечания:
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 cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий для ИК №№ 1, 3-13 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном, для ИК № 2 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +30°С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 13 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от №ом | от 98 до 102 |
| - ток, % от !ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от №ом | от 90 до 110 |
| - ток, % от !ном | от 1(2) до 120 |
| - коэффициент мощности: | |
| cosф | от 0,5 до 1,0 |
| s^ | от 0,5 до 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды для УСПД, °С | от 0 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Cчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
| СЭТ-4ТМ.03М.01 (рег. № 36697-12) | 165000 |
| СЭТ-4ТМ.03М.01 (рег. № 36697-17) | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | |
| СЭТ-4ТМ.03М.01 (рег. № 36697-12) | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03М.01 (рег. № 36697-17) | 2 |
| УСПД «ЭКОМ-3000»: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 83936 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Глубина хранения информации: | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М.01: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, более | 40 |
| 1 | 2 |
| УСПД «ЭКОМ-3000» | |
| - данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления, сут, | |
| не менее | 35 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений обеспечивается:
- резервированием питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервированием каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте. Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчика;
промежуточные клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД; сервера БД.
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой
подписи);
установка пароля на счетчик; установка пароля на УСПД; установка пароля на сервер БД.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ. Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10с | 1 |
| ТПЛМ-10 | 1 | |
| ТЛК-СТ | 2 | |
| ТОЛ 10 | 14 | |
| ТОЛ 10 УТ2 | 2 | |
| ТОЛ-НТЗ | 2 | |
| ТЛК10 | 4 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-06 | 6 |
| ЗНОЛ.06 | 3 | |
| НАМИ-10 | 1 | |
| Счетчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 13 |
| Устройство сбора и передачи данных | «ЭКОМ-3000» | 1 |
| Сервер БД | HP ProLiant ML310e Gen8 v2 | 1 |
| Методика поверки | МП 26.51/42/20 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 17254302.384106.054.ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 26.51/42/20. Государственная система обеспечения единства измерений. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛАДА Ижевск» (2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ООО «Энерготестконтроль» 28.08.2020 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11);
- измеритель многофункциональный характеристик переменного тока Ресурс -ЦР2-ПТ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 29470-05);
- измеритель показателей качества электрической энергии Ресурс-иБ2М» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 21621-12).
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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛАДА Ижевск» (2-я очередь), аттестованном ООО «Альфа-Энерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311785 от 15.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛАДА Ижевск» (2-я очередь)
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 | 20.11.2024 |
