ГРСИ 74230-19: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО "Белла" Нет данных. Поверка

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

Смотреть ГРСИ
74231-19

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО "Белла" Нет данных, ГРСИ 74230-19

Смотреть ГРСИ
74229-19

Номер госреестра:

74230-19

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО "Белла"

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Электроконтроль", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 068

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

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 № 73066

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО «Белла»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО «Белла» (далее – АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного

сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной

информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и

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 (УСПД) и каналообразующую

аппаратуру.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

коммуникационныйсерверПАО«МОЭСК»спрограммнымобеспечением(ПО)

«АльфаЦЕНТР», коммуникационный сервер ООО «Белла» и сервер базы данных ООО «Белла»

спрограммным комплексом (ПК)«Энергосфера»,коммуникационный сервер

ООО «Энергопромсбыт» и сервер базы данных ООО «Энергопромсбыт» с ПК «Энергосфера»,

устройство синхронизации времени, каналообразующую аппаратуру, технические средства для

организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительных каналов (ИК) №№ 3, 4 цифровой сигнал с выходов счетчиков по

проводным линиям связи поступает на GPRS терминал, и далее по защищённому каналу

передачи данных (GPRS/3G) – на коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт», где

осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической

энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение

поступающей информации, оформление отчетных документов. Также реализована возможность

опроса счётчиков по проводным линиям связи коммуникационным сервером ООО «Белла», на

котором осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление

электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,

накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Лист № 2

Всего листов 9

Для ИК №№ 1, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи

поступает на УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, а

также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная

информация от УСПД по защищённому каналу передачи данных (GPRS/3G) поступает на

коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК», где осуществляется обработка измерительной

информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом

коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,

оформление отчетных документов.

От коммуникационного сервера ПАО «МОЭСК» информация в виде xml-файлов

установленных форматов поступает на коммуникационный сервер ООО «Белла» и

коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт» по каналу связи сети Internet.

По локальной сети ООО «Белла» и ООО «Энергопромсбыт» полученные данные

передаются на соответствующие серверы базы данных, на которых осуществляется

формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Также коммуникационный сервер ООО «Белла» и коммуникационный сервер

ООО «Энергопромсбыт» могут принимать измерительную информацию в виде xml-файлов

установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном

информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка

электроэнергии (ОРЭ).

Передача информации от коммуникационного сервера ООО «Энергопромсбыт» в

программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта

ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу

связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в

соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов

измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным

субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения

реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с

единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в

себя часы счетчиков, часы УСПД, часы коммуникационного сервера и сервера базы данных

ООО «Белла», часы коммуникационного сервера ПАО «МОЭСК», часы коммуникационного

сервера и сервера базы данных ООО «Энергопромсбыт», устройство синхронизации времени

УСВ-3.

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. Контроль показаний времени

часов каждого сервера (коммуникационного сервера и сервера базы данных ООО «Белла»,

коммуникационного сервера и сервера базы данных ООО «Энергопромсбыт») осуществляется

1 раз в час, коррекция часов каждого сервера производится независимо от величины

расхождений. Сравнение часов каждого сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ»,

передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью

протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия.

Сравнение показаний часов коммуникационного сервера ПАО «МОЭСК» с УСВ-3 осу-

ществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера производится независимо от величины

расхождений.

Лист № 3

Всего листов 9

СравнениепоказанийчасовУСПДсчасамикоммуникационногосервера

ПАО «МОЭСК» осуществляется не реже 1 раза в час. Корректировка часов УСПД

производится независимо от величины расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков

(для ИК №№ 1, 2) с часами УСПД осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов счетчиков

производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более

±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК №№ 3, 4) с часами коммуникационного

сервера ООО «Белла» осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов счетчиков производится

при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с, но не

чаще 1 раза в сутки.

Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с

обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на

которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» и

программный комплекс (ПК) «Энергосфера».

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных

изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений

параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с

помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с

Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.

ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в

соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является

кодирование данных, обеспечиваемоепрограммнымисредствамиПК«Энергосфера».

Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты

программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «средний» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)Значение

ПО «АльфаЦЕНТР»

(коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК»)

Идентификационное наименование ПОac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 15.07.07

Цифровой идентификатор ПО 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5

ПК «Энергосфера»

(коммуникационный сервер и сервер базы данных ООО «Белла»)

Идентификационное наименование ПОpso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 8.0

Цифровой идентификатор ПОcbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО MD5

ПК «Энергосфера»

(коммуникационный сервер и сервер базы данных ООО «Энергопромсбыт»)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

pso_metr.dll

не ниже 7.0

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

MD5

Лист № 4

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Измерительные компоненты

Вид

элек-

триче-

ской

энер-

гии

Актив-

ная

Реак-

тивная

Актив-

ная

Реак-

тивная

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но- Наименование

мер точки измере-

ИКнийТТТНСчетчик

Устрой-

ствоСервер

УСПД синхро-

низации

времени

Метрологические харак-

теристики ИК

Границы Границы до-

допускае-пускаемой

мой основ- относитель-

ной отно- ной погреш-

сительной ности в ра-

погрешно- бочих усло-

сти, (±δ) % виях, (±δ) %

10 11

яч. фид. 8

ТЛК-СТ-10

1000/5

Фазы: А; С

Кл.т. 0,5

6000/100

P4GB-DW-4

ег. № 31857-1

12345

НАМИ-10-95

ПС-734 РУ-6Кл.т. 0,2S

УХЛ2А1802RALXQ-

1кВ секция IБ

Рег. № 58720-14

Рег. № 20186-05 РК

л.т. 0,2S/0,5

Фазы: АВС

0,91,6

1,62,7

ТЛК-СТ-10

Фазы: А; С

Кл.т. 0,5

Фазы: АВС

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

ПС-734 РУ-6Кл.т. 0,2S

НАМИТ-10-2

А1802RAL

Q-

2кВ секция IIА 1000/5 6000/100

яч. фид. 45Рег. № 58720-14Рег. № 16687-07

Рег. № 31857-11

327L

Рег. №

678

HP Pro-

Liant

DL370

RTU-

УСВ-3HP Pro-

Рег. № Liant

41907-09

51644-12 DL360

HP Pro-

Liant DL

360e G8

0,91,6

1,62,7

Лист № 5

Всего листов 9

ЗНОЛ-СЭЩ-6

Кл.т. 0,5

6000/√3/100/√3

Рег. № 54371-13

Фазы: А; В; С

Продолжение таблицы 2

123

91011

ТОЛ-СЭЩ-10

РП-6 кВ,Кл.т. 0,5S

3Ввод-11000/5

1 с.ш., яч. 2Рег. № 51623-12

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5―

Рег. № 36697-17

Актив-

ная1,13,0

Реак-2,34,7

тивная

ACER

Verition

M661

―

Dell

R730xd

HP Pro-

Liant

ТОЛ-СЭЩ-10ЗНОЛ-СЭЩ-6

DL360

Актив-

РП-6 кВ,Кл.т. 0,5SКл.т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М

ная1,13,0

4Ввод-2 1000/5 6000/√3/100/√3 Кл.т. 0,2S/0,5 ― ―

2 с.ш., яч. 13Рег. № 51623-12Рег. № 54371-13Рег. № 36697-17

HP Pro-

Реак-2,34,7

Фазы: А; В; СФазы: А; В; С

Liant DL

тивная

360e G8

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при

доверительной вероятности, равной 0,95.

2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени

30 мин.

3Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от I

ном

, cos

= 0,8инд.

4Допускается 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. Допускается замена УСПД и устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов, а

также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется

актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его

неотъемлемая часть.

Лист № 6

Всего листов 9

от 90 до 110

от 1 до 120

от 0,5 до 1,0

от 49,6 до 50,4

от -40 до +40

120000

220000

250000

45000

23612

22732

Значение

от 95 до 105

от 1 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2

от +15 до +25

от +5 до +40

от +10 до +40

23547

Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Количество ИК

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды, °С

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,

°С

температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типа Альфа А1800:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее