Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тарховское"
Номер в ГРСИ РФ: | 72889-18 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тарховское» (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.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 72889-18 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тарховское" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 2018АС001 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 3 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
72889-18: Описание типа СИ | Скачать | 111.2 КБ | |
72889-18: Методика поверки МП ЭПР-101-2018 | Скачать | 10.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тарховское» (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
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную 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 устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени, автоматизированные рабочие места (АРМ), 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на соответствующее УСПД. На УСПД осуществляется формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. От УСПД полученные данные при помощи технических средств приема-передачи данных передаются на сервер, где осуществляется дальнейшая 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.
Передача информации от сервера на АРМ энергосбытовой организации осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов формата 80020.
Передача информации от АРМ энергосбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (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 формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, радиосервер точного времени РСТВ-01-01. РСТВ-01-01 обеспечивает формирование, хранение и передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU). Сравнение показаний часов сервера с РТСВ-01-01 осуществляется 1 раз в минуту. Корректировка часов сервера производится при расхождении с РСТВ-01-01 не более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на ±2 с и более.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на ±2 с и более.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 2018АС001, указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тарховское».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ТЕЛЕСКОП+»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
Идентификационное наименование ПО |
Server MZ4.dll |
PD MZ4.dll |
ASCUE MZ4.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.1.1 | ||
Цифровой идентификатор ПО |
f851b28a924da7cd e6a57eb2ba15af0c |
2b63c8c01bcd61c 4f5b15e097f1ada 2f |
cda718bc6d123b6 3a8822ab86c2751 ca |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Устройство синхронизации времени |
Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
1 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», ОРУ-35 кВ 1С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ф. 1 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 8555-81 ТФН-35М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Е-422. GSM Рег. № 46553-11 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
Intel ТМО 3800 Х |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 |
2 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», ОРУ-35 кВ 1С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ф. 2 |
GIF 40.5 Кл.т. 0,2S 200/5 Рег. № 30368-05 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,7 2,9 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
3 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», ОРУ-35 кВ 1С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ф. 3 |
ТФЗМ 35Б-1 ХЛ1 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 8555-81 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Е-422. GSM Рег. № 46553-11 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
Intel ТМО 3800 Х |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 |
4 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», ОРУ-35 кВ 2С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ф. 4 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 8555-81 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 | |||
5 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», ОРУ-35 кВ 2С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ф. 5 |
ТФЗМ-35А ХЛ1 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 8555-81 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 | |||
6 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», ОРУ-35 кВ 2С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ф. 6 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 8555-81 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 | |||
7 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», РУ-6 кВ № 1 КНС-1,1С-6 кВ ввод-1 |
ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
8 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», РУ-6 кВ № 1 КНС-1, ТСН-1 0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А; В; С |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Е-422. GSM Рег. № 46553-11 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
Intel ТМО 3800 Х |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
3,0 4,7 |
9 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», РУ-6 кВ № 1 КНС-1, 2С-6 кВ ввод-2 |
ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 | |||
10 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», РУ-6 кВ № 1 КНС-1, ТСН-2 0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А; В; С |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
3,0 4,7 | |||
11 |
ПС 110/35/6 кВ «Сороминская», РУ-6 кВ ДНС Сороминская, 1С-6 кВ ввод-1 |
ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 7069-79 Фазы: А; С |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Е-422. GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
2,9 4,8 | ||
12 |
ПС 110/35/6 кВ «Сороминская», РУ-6 кВ ДНС Сороминская, ТСН-1 0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А; В; С |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
3,0 4,7 | |||
13 |
ПС 110/35/6 кВ «Сороминская», РУ-6 кВ ДНС Сороминская, 2С-6 кВ ввод-2 |
ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 7069-79 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
14 |
ПС 110/35/6 кВ «Сороминская», РУ-6 кВ ДНС Сороминская, ТСН-2 0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А; В; С |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Е-422. GSM Рег. № 46553-11 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
Intel ТМО 3800 Х |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
3,0 4,7 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИ времени UTC(SU) |
ИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы |
±5 с |
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях для ИК № 2 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4. 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. Допускается замена УСПД и РСТВ-01-01 на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера 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
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество ИК |
14 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
напряжение, % от Uhom |
от 95 до 105 |
ток, % от Ihom | |
для ИК № 2 |
от 1 до 120 |
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
частота, Г ц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
ток, % от Ihom | |
для ИК № 2 |
от 1 до 120 |
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
частота, Г ц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от -10 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от +15 до +35 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСПД: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
для РСТВ-01-01: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для сервера: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
20000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
114 |
при отключении питания, лет, не менее |
12 |
для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал сервера:
параметрирования;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 |
8 |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 35Б-1 ХЛ1 |
1 |
Трансформаторы тока |
ТФН-35М |
1 |
Трансформаторы тока |
GIF 40.5 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТЛШ-10У3 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10 |
4 |
Трансформаторы тока опорные |
ТОП-0,66 |
12 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
14 |
Контроллеры |
E-422.GSM |
2 |
Радиосерверы точного времени |
РСТВ-01-01 |
1 |
Сервер |
Intel ТМО 3800 Х |
1 |
Паспорт-формуляр |
ЦПА.424340.2022АС001- ТРХ.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Тарховское», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.