Заказать поверку
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ ЗАК Нет данных
ГРСИ 59738-15

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории
Заказать
поверку
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ ЗАК Нет данных, ГРСИ 59738-15
Номер госреестра:
59738-15
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ ЗАК
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "Воронежатомэнергосбыт" (ВАЭС), г.Воронеж
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 002
Описание типа:
Методика поверки:
-
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым.
Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения:
Читать в отдельном окне
Untitled document
Приложение к свидетельству №57720
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 14
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ ЗАК
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ ЗАК (далее АИИС КУЭ) предназначена для измере-
ний активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формиро-
вания отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организа-
циям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень измерительно-информационный комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (далее ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные
трансформаторы напряжения (далее ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и
реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по
ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической
энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и
техническиесредстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехнические
характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями
информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включает в себя
сервер ИВК, GSM-модемы, устройство синхронизации времени УСВ-2, каналообразующую
аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и
разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала
(АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Энфорс Энергия+» и «Энфорс АСКУЭ».
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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30
мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений
передаются в целых числах кВт∙ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов №№ 1–23 и №№ 31–35
по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на многопортовый преобразователь
Nport 5650-8DT. Далее по протоколу Ethernet сигнал поступает на маршрутизатор MikroTik
Лист № 2
Всего листов 14
RB2011UAS-2HnD-IN, осуществляющий дальнейшую передачу данных по каналу связи, орга-
низованному на базе волоконно-оптической линии связи, на маршрутизатор MikroTik
RB2011UAS-2HnD-IN. Далее сигнал по протоколу Ethernet передается в базу данных сервера
ИВК АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,
оформление отчетных документов.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов №№ 24–27 и №№ 37–40
по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модем, после чего сигнал
передаётся по каналу связи стандарта GSM на сервер ИВК АИИС КУЭ, где осуществляется
вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и
ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера ИВК в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП другим
смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в
соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов
измерений, состояния средств и объектов измерений вОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и
смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и
ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровни ИИК и ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет
нормированныеметрологическиехарактеристикииобеспечиваетавтоматическую
синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое
календарное время. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2,
синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от
ГЛОНАСС/GPS -приемника, входящего в состав УСВ-2.
Для синхронизации часов сервера ИВК используется УСВ-2. Сравнение показаний
часов УСВ-2 и сервера происходит 1 раз в сутки. Синхронизация осуществляется при
расхождении показаний на величину более чем ±2 с.
Часы счетчиков синхронизируются с часами сервера с периодичностью 1 раз в сутки,
коррекция часов счетчиков проводится независимо от наличия расхождений.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий
корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Энфорс Энергия+» и ПО «Энфорс АСКУЭ», в состав
которого входят программы, указанные в таблице 1.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отобра-
жения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со
смежными системами.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации па-
ролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является
кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Энфорс Энергия+» и ПО «Энфорс АСКУЭ».
Лист № 3
Всего листов 14
reports2.exe
2.0.1.15
enfc_log.exe
2.2
newm51070.exe
2.3
признаки
Таблица 1а — Идентификационные данные ПО «Энфорс Энергия+»
Идентификационные
Значение
наименование ПО
Ид
е
нтификаци
о
нное
admin2.execollector.exeopcon2.exe
Цифровой иденти-
фикатор ПО
17a7183553eb0
8fd96c29970147
98f01
Значение
наименование ПО
Номер версии (иден-
тификационный но-2.0.1.101.15.32.0.0.15
мер) ПО
cf0a2cd5d9fcb3 8ca36370c9c536 9de959c3951d4
38006e1639f009 ac819f06ed528e 74d36d8304b92
e3d208d7586b14
Алгоритмвычисле-
ния цифрового иден-MD5
тификатора ПО
Таблица 1б — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентификационные
признаки
Ид
е
нтификаци
о
нное
calcformula.exedataproc.exeenfadmin.exe
фикатор ПО
542623e8ec74ee
0dda008d66263
566dee94ae52f6
34e8715a941c1f
c9edc8c21b434d
83fa
Значение
Trial версии (иден-
тификационный но-2.2.11.212.2.10.92.2.11.54
мер) ПО
Цифровой иденти-
2880c877a2faae4737e9cd0efb1c
c395d
fc
57b63f1
7a75 c401e 1385
Алгоритмвычисле-
ния цифрового иден-MD5
тификатора ПО
Таблица 1в — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентификационные
признаки
Идентификационное
enflogon.exeev_viewer.exe
loaddatafromtxt.
наименование ПОexe
Цифровой иденти-
фикатор ПО
c33396a461e1df
fe3c168f5a8d91
31d6
Номер версии (иден-
тификационный но-2.22.22.3.0.2
мер) ПО
e1f8036da67eea 4e5e898daf8680 4cfa9cb2295da2
f9fa0a7339595c d769a37a45cedb 7cf2e35cabb60c
c3dc 891b b224
Алгоритмвычисле-
ния цифрового иден-MD5
тификатора ПО
Лист № 4
Всего листов 14
Значение
Таблица 1г — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентификационные
признаки
Идентификационноеnewmedit. newopcon.newreportm80020.eopcontrl.etradegr.ex
наименование ПО exeexe s.exe xe xe e
Номер версии (иден-
тификационный но-2.2.12.172.2.12.232.2.11.602.3.1.22.2.222.2.11.15
мер) ПО
470fbe647d1c0924108232642d767f6966ba25369aba5955e5
Цифровой иденти-6d370b7bc24b2d7b4e183d447ebfd141a77db1606 9653fb357
фикатор ПО 8a84e3cd2 b8a62a3e5 cea75baa2 05375023b45b5504213ac924
2380a2b7758b4793c55dd04f45458e0dd26cea2a7
Алгоритмвычисле-
ния цифрового иден-MD5
тификатора ПО
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормирова-
ны с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий»
в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 5
Всего листов 14
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характери-
стики приведены в таблице 2
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ПС 110 кВ ЗАК и их основные
метрологические характеристики
Метрологические
измерений
мертро-
Погреш
Кл. т. 0,5S10000/100
Зав. №00113Кл. т. 0,5
Актив-
тивная
Кл. т. 0,5S10000/100
Зав. №00119Кл. т. 0,5
Актив-
тивная
Кл. т. 0,5S
10000/100
Зав. №00122Кл. т. 0,5
Актив-
тивная
ШЛП-1
Кл. т. 0,5S
10000/100
Зав. №00127Кл. т. 0,5
кти
тивная
5
50/5
Зав. №584920
&fraq34;
Кл. т. 0,5S/1,0
ЛО-1
Кл. т. 0,5S10000/100
Зав. №6430Кл. т. 0,5
кти
тивная
Кл. т. 0,5S10000/100
Зав. №6427Кл. т. 0,5
G8
A
Актив-
тивная
Измерительные компоненты
характеристики ИК
Но-
Наименование точки
Счетчик
Вид элек-
Основнаяность в
-
ИК
ТТ ТН электрической энер- ИВК
энергии
погреш- рабочих
гииность, % условиях,
%
123456789
ТШЛП-10
ПС ЗАК 110/10/10
1000/5НТМИ-10-66
СЭТ-4ТМ.03ная± 1,1± 3,0
1кВ РУ-10 кВ I с.ш. Кл. т. 0,2S/0,5
яч.13
З
ав. №0
011
8
З
ав. №2
16
1
Зав. №0108054144Реак-± 2,3± 5,1
Зав. №00116
ТШЛП-10
ПС ЗАК 110/10/10
1000/5НТМИ-10-66
СЭТ-4ТМ.03ная± 1,1± 3,0
2кВ РУ-10 кВ II с.ш. Кл. т. 0,2S/0,5
яч.35
З
ав. №0
012
0
З
ав. №1
87
9
Зав. № 0108055040Реак-± 2,3± 5,1
Зав. №00121
ТШЛП-10
ПС ЗАК 110/10/10
1000/5НТМИ-10-66У3
СЭТ-4ТМ.03ная± 1,1± 3,0
3 кВ РУ-10 кВ III с.ш. Кл. т. 0,2S/0,5
яч.14
З
ав. №0
012
4
З
ав. №7
43
4
Зав. №0108054219Реак-± 2,3± 5,1
Зав. №00125
ПС ЗАК 110/10/10
Т
1000/5
0
НТМИ-10-66У3
СЭТ-4ТМ.03
HP DL320еА
ная
в-
± 1,1± 3,0
4кВ РУ-10 кВ IV Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.
с.ш. яч.32
З
ав. №0
013
1
З
ав. №2
36
9
Зав. №0108051032 №CZ140500Реак-± 2,3± 5,1
Зав. №00137
Т-0,66 У3
А
ктив
-
ПС З
АК
1
10
/1
0
/
1
0
Кл
. т.
0
,5
СЭТ-4ТМ.03.09 ная ± 1,0 ± 3,2
кВ РУ-10 кВ СН Зав. №584923
Зав. №0
4051
2
5
3
Р
еак- ± 2,1 ± 5,3
Зав. №584917
тивная
ПС ЗАК 110/10/10
Т
150/5
0
НТМИ-10-66
СЭТ-4ТМ.03.01
А
ная
в-
± 1,3± 3,4
6кВ РУ-10 кВ I с.ш. Кл. т. 0,5S/1,0
яч.3
З
ав. №6
42
9
З
ав. №2
16
1
Зав. № 0108053021Реак-± 2,5± 6,9
Зав. №6428
ТЛО-10
ПС ЗАК 110/10/10
150/5НТМИ-10-66
СЭТ-4ТМ.03.01ная± 1,3± 3,4
7кВ РУ-10 кВ II с.ш. Кл. т. 0,5S/1,0
яч.49
З
ав. №6
42
6
З
ав. №1
87
9
Зав. № 0108053054Реак-± 2,5± 6,9
Зав. №6425
Лист № 6
Всего листов 14
Продолжение таблицы 2
12
4
56789
ПС ЗАК 110/10/10
8кВ РУ-10 кВ I с.ш.
яч.23
НТМИ-10-66
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №2161
Актив-
СЭТ-4ТМ.03М.01ная± 1,3± 3,4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0810125410 Реак-± 2,5± 5,8
тивная
ПС ЗАК 110/10/10
9кВ РУ-10 кВ II с.ш.
яч.45
НТМИ-10-66
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №1879
Актив-
СЭТ-4ТМ.03М.01ная± 1,3± 3,4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0810125270 Реак-± 2,5± 5,8
тивная
ПС ЗАК 110/10/10
10 кВ РУ-10 кВ III с.ш.
яч.8
НТМИ-10-66У3
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №7434
Актив-
СЭТ-4ТМ.03.01ная± 1,3± 3,4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0108053077 Реак-± 2,5± 6,9
тивная
ПС ЗАК 110/10/10
11кВ РУ-10 кВ IV
с.ш. яч.40
НТМИ-10-66У3
trial/100 Кл.
т. 0,5 Зав.
№2369
ПС ЗАК 110/10/10
12 кВ РУ-10 кВ III с.ш.
яч.18
НТМИ-10-66У3
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №7434
Актив-
СЭТ-4ТМ.03.01ная± 1,3± 3,4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0108053070 Реак-± 2,5± 6,9
тивная
ПС ЗАК 110/10/10
13кВ РУ-10 кВ IV
с.ш. яч.28
НТМИ-10-66У3
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №2369
Актив-
СЭТ-4ТМ.03.01ная± 1,3± 3,4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0108050118 Реак-± 2,5± 6,9
тивная
ПС ЗАК 110/10/10
14 кВ РУ-10 кВ I с.ш.
яч.21
3
ТОЛ-10-I
200/5
Кл. т. 0,5S
Зав. №27101
Зав. №27074
Зав. №27118
ТОЛ-10-I
200/5
Кл. т. 0,5S
Зав. №27102
Зав. №27103
Зав. №27072
ТЛО-10
75/5
Кл. т. 0,5S
Зав. №6404
Зав. №6405
Зав. №6406
ТЛО-10
75/5
Кл. т. 0,5S
Зав. №6407
Зав. №6408
Зав. №6409
ТЛО-10
300/5
Кл. т. 0,5S
Зав. №6708
Зав. №6707
Зав. №6706
ТЛО-10
300/5
Кл. т. 0,5S
Зав. №6709
Зав. №6710
Зав. №6711
ТПЛ-10-М
600/5
Кл. т. 0,5
Зав. №5218
Зав. №5221
Зав. №5210
НТМИ-10-66
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №2161
HP DL320еАктив-
СЭТ-4ТМ.03.01G8ная± 1,3± 3,4
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав.
Зав. № 0108053097 №CZ140500Реак-± 2,5± 6,9
A тивная
Актив-
СЭТ-4ТМ.03.01ная± 1,3± 3,3
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0108052102 Реак-± 2,5± 5,4
тивная
Лист № 7
Всего листов 14
Продолжение таблицы 2
12
4