Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Производственная компания "ДИА"
| Номер в ГРСИ РФ: | 78522-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Альфа-Энерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Производственная компания «ДИА» (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 | 78522-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Производственная компания "ДИА" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 075 |
Производитель / Заявитель
ООО "Альфа-Энерго", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 78522-20: Описание типа СИ | Скачать | 83 КБ | |
| 78522-20: Методика поверки МП 26.51/28/20 | Скачать | 9.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Производственная компания «ДИА» (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), устройства измерения напряжения в высоковольтной сети (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер баз данных (сервер БД) типа DEXP Atlas H141 с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УССВ) типа УССВ-2, локальновычислительную сеть, автоматизированные рабочие места (АРМ), 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующий модем и далее по каналам связи стандарта GSM - на сервер БД, 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.
Сервер БД раз в сутки формирует и отправляет по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet с помощью электронной почты отчеты в виде xml-файлов на АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка электроэнергии (мощности).
Передача информации 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 с АРМ энергосбытовой организации. Передача данных осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата 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). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации системного времени типа УССВ-2, ежесекундно синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Сервер АИИС КУЭ, периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УССВ-2 и при расхождении на величину ±1 с , сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ-2.
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени ИВК на величину ±2 с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика 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 ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1. Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО _____________________________________
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.10.02 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора 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 |
ПС 110 кВ Латекс, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 19 |
ТОЛ-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктт=100/5 Рег.№ 69606-17 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 831-53 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УССВ-2, рег. № 54074-13/ DEXP Atlas H141 |
|
2 |
ПС 110 кВ Латекс, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 67 |
ТОЛ-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктт=100/5 Рег.№ 69606-17 |
НТМИ-6 1 Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 831-53 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
3 |
ПС 110 кВ Латекс, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 75 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт=100/5 Рег.№ 1276-59 |
НТМИ-6 1 Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 831-53 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
4 |
ПС 110 кВ Волокно, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. 8 |
ТОЛ-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Рег.№ 69606-17 |
НОЛ.08 2 Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 3345-72 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
5 |
ПС 110 кВ Волокно, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. 24 |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Рег.№ 51679-12 |
НОЛ.08 2 Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 3345-72 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
6 |
ПС 110 кВ Волокно, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. 56 |
ТОЛ-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Рег.№ 69606-17 |
НОЛ.08 3 Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 3345-72 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
7 |
ПС 110 кВ Волокно, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. 70 |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Рег.№ 51679-12 |
НОЛ.08 3 Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 3345-72 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
8 |
РП-2 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 23 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Рег.№ 32139-11 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 831-53 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
9 |
РП-2 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 24 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Рег.№ 32139-11 |
НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 17158-98 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
Примечания:
Продолжение таблицы 2
|
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 двум счетчикам |
|
измерительных каналов №№ 2, 3. |
|
6. (2) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам |
|
измерительных каналов №№ 4, 5. |
|
7. (3) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам |
|
измерительных каналов №№ 6, 7. |
|
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ |
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±5, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±5, % |
|
1-9 |
Активная Реактивная |
1,3 2,1 |
3,3 5,7 |
|
Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC (SU), (±) с |
5 | ||
|
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 cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +35 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
9 |
|
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гц |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 от +21 до +25 от 49,8 до 50,2 |
|
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 (sin9) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С - температура окружающей среды для сервера, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более - частота, Гц |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк от -35 до +44 от 0 до +35 от +15 до +35 от 80,0 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
П Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УССВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
74500 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервера: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
0,5 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: ПСЧ-4ТМ.05МК.00: - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
113 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
35 |
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 и сотовой связи.
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. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ |
8 |
|
ТОЛ-НТЗ-10 |
4 | |
|
ТПЛ-10 |
2 | |
|
ТОЛ-СЭЩ-10 |
4 | |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
3 |
|
НОЛ.08 |
4 | |
|
НОМ-6-77 |
3 | |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
9 |
|
Сервер |
DEXP Atlas H141 |
1 |
|
УССВ |
УССВ-2 |
1 |
|
Документация | ||
|
Методика поверки |
МП 26.51/28/20 |
1 |
|
Паспорт-формуляр с Изменением №1 |
ЦЭДК.411711.075.ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51/28/20 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Производственная компания «ДИА». Методика поверки», утвержденному ООО «Энерготестконтроль» 20.03.2020 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС/GPS (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- измеритель многофункциональный характеристик переменного тока Ресурс-ЦБ2-ПТ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 29470-05);
- измеритель показателей качества электрической энергии Ресурс-иЕ2М» (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.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Производственная компания «ДИА», аттестованном ООО «Альфа-Энерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311785 от 15.08.2016 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
Смотрите также
