Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "МетМашУфалей"
Номер в ГРСИ РФ: | 77470-20 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «МетМашУфалей» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 77470-20 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "МетМашУфалей" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергометрология", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
77470-20: Описание типа СИ | Скачать | 100.7 КБ | |
77470-20: Методика поверки МП 26.51.43/19/19 | Скачать | 9.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «МетМашУфалей» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) DELL Power-Edge T140, устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-3, локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
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 по проводным линиям связи поступает на соответствующий GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер, 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. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени на базе УССВ, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Часы ИВК синхронизированы со временем УССВ, корректировка часов ИВК выполняется при расхождении времени часов ИВК и УССВ на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов ИВК происходит 1 раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера на ±2 с выполняется их корректировка.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа ЦЕНТР» (версия не ниже 15.10.04). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню -«высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование модуля ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО |
12.1 |
Цифровой идентификатор модуля ПО |
3е73бЬ7Г380863Г44сс8ебПЬс1211с54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УССВ / сервер | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ГПП 110/10 кВ УЗРМО, Ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТТИ-А 150/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-04 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
УСВ-3. Рег. № 64242-16 / DELL Power-Edge T140 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
2 |
ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 2 с.ш. 10кВ, яч.5, Ввод 10 кВ Т-2 |
ТПШЛ-10 2000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
УСВ-3. Рег. № 64242-16/ DELL Power-Edge T140 |
3 |
ГПП 110/10 кВ УЗРМО, Ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТТИ-А 150/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-04 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
4 |
ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.27, Ввод 10 кВ Т-1 |
ТПШЛ-10 2000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
5 |
ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 43, Ввод 10 кВ Т-3 |
ТПШЛ-10 2000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 |
ЗНОЛ.06 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
6 |
ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 14 |
ТПЛМ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 2363-68 |
НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
7 |
ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 16 |
ТПЛ-10-М 100/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-07 |
НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
8 |
ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 15 |
ТПЛ-10-М 150/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-07 |
НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
9 |
ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 28 |
ТПЛ-10-М 100/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-07 |
НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
10 |
ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 30 |
ТПЛ-10У3 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
11 |
ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 12 |
ТПЛ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
12 |
ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 24 |
ТПЛ-10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
УСВ-3. Рег. № 64242-16/ DELL Power-Edge T140 |
13 |
ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 26 |
ТПЛ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
14 |
ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 21 |
ТПЛ-10У3 150/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
15 |
КТП - 20 10/04 кВ, РУ - 0,4 кВ, ЩУ - 0,4 кВ |
ТТИ-А 200/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
16 |
ТП - 28 10/0,4 кВ, РУ - 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1 |
ТТИ-125 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-04 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
17 |
ТП - 26 10/0,4 кВ, РУ - 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1 |
ТТИ-А 300/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
Примечания:
1 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.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 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.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
1 |
2 |
3 |
4 |
1, 3, 15-17 |
Активная Реактивная |
1,1 1,8 |
3,1 5,1 |
2, 4-6, 10-14 |
Активная Реактивная |
1,3 2,0 |
3,2 5,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
7-9 |
Активная Реактивная |
1,3 2,0 |
2,2 3,7 |
Примечания: 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 cosф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cosф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
17 |
Нормальные условия параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности |
0,8 |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +21 до +25 |
- частота, Гц |
50 |
Условия эксплуатации параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
- коэффициент мощности cos9 (sm9) |
от 0,5 инд. до 1 емк |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +60 |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С | |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
от -40 до +60 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
от -40 до +60 |
- температура окружающей среды для сервера, °С |
от +10 до + 30 |
- атмосферное давление, кПа |
от 80,0 до 106,7 |
- относительная влажность, %, не более |
98 |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
165000 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
140000 |
УСВ-3: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
Сервер БД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
1 |
2 |
Глубина хранения информации Счетчики: ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113 3,5 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±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 ОРЭМ с помощью электронной почты.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
6 |
ТПЛ-10-М |
6 | |
ТПЛ-10У3 |
4 | |
ТПЛМ-10 |
2 | |
ТПШЛ-10 |
9 | |
ТТИ-125 |
3 | |
ТТИ-А |
12 |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3 |
НТМИ-10-66 |
2 | |
Счетчик электрической энергии |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
9 |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
2 | |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 |
3 | |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 |
3 | |
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-3 |
1 |
Основной сервер |
DELL Power-Edge T140 |
1 |
Документация | ||
Методика поверки |
МП 26.51.43/19/19 |
1 |
Формуляр |
ФО 26.51.43/19/19 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43/19/19 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «МетМашУфалей». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 15.11.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде (рег. № 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «МетМашУфалей». МВИ 26.51.43/19/19, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
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