Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Махачкалинской ТЭЦ ООО "Дагестанэнерго"
| Номер в ГРСИ РФ: | 81860-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Интер РЭК", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Махачкалинской ТЭЦ ООО «Дагестанэнерго» (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 | 81860-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Махачкалинской ТЭЦ ООО "Дагестанэнерго" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 01 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Интер РЭК" (ООО "Интер РЭК"), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 81860-21: Описание типа СИ | Скачать | 296 КБ | |
| 81860-21: Методика поверки МП 26.51.43/05.01/20 | Скачать | 11 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Махачкалинской ТЭЦ ООО «Дагестанэнерго» (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 распределённой 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), счётчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-3, автоматизированное рабочее место (АРМ), каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счётчика 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 учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал от счетчиков используя основной канал по проводным линиям связи поступает на сервер, при использовании резервного канала данные от счетчиков поступают на GSM/GPRS-терминал, далее по каналу связи стандарта GSM/GPRS измерительная информация поступает на сервер.
На сервере осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение и передача измерительной информации, оформление отчетных документов, а также отображение информации на мониторах АРМ.
Отчеты в формате XML формируются на ИВК АИИС КУЭ, подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются 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). Для синхронизации единого времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации времени УСВ-3, который обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация времени сервера выполняется автоматически, при расхождении времени сервера с временем УСВ-3 более чем на 1 с, с установленным интервалом проверки текущего времени.
В процессе сбора информации из счетчиков электрической энергии (далее-счетчик) с периодичностью 1 раз в 30 минут, сервер автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках и в случае расхождения времени сервера с временем счетчиков более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках.
Журналы событий счетчика электрической энергии 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 Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки программного обеспечения (ПО) приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформато р тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСВ/ Сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
МТЭЦ ОРУ-35кВ ВЛ-35 кВ МТЭЦ -Приозерная (ВЛ-35-2) |
ТОЛ-35 КТ 0,5S 300/5 Рег. № 21256-03 |
ЗНОЛ-35-III КТ 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 21257-06 |
EA05RAL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
УСВ-3, рег. № 64242-16/ HP ProLiant DL380 G8 |
|
2 |
МТЭЦ ОРУ-35кВ ВЛ-35кВ МТЭЦ -Новая (ВЛ-35-6) |
ТОЛ-35 КТ 0,5S 300/5 Рег. № 21256-03 |
ЗНОЛ-35-III КТ 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 21257-06 |
EA05RAL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
3 |
МТЭЦ ТГ-2 |
ТПЛК-10 КТ 0,5 1000/5 Рег. № 2306-68 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
EA05RL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
4 |
МТЭЦ ТГ-1 |
ТПЛК-10 КТ 0,5 1000/5 Рег. № 2306-68 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
EA05RL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
5 |
МТЭЦ ТГ-3 |
ТВК-10 КТ 0,5 1000/5 Рег. № 8913-82 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
EA05RL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
6 |
МТЭЦ ЗРУ-6кВ яч.6 ф. Пушкинский |
ТПЛК-10 КТ 0,5 400/5 Рег. № 2306-68 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
EA05RL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
7 |
МТЭЦ ЗРУ-6кВ яч.8 ф. Консервный |
ТПЛК-10 КТ 0,5 300/5 Рег. № 2306-68 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
EA05RL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
8 |
МТЭЦ ЗРУ-6кВ яч.17 ф. Дагэтанол |
ТПЛК-10 КТ 0,5 200/5 Рег. № 2306-68 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
EA05RL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
9 |
МТЭЦ ЗРУ-6кВ яч.26 ф. Мясокомбинат |
ТПЛК-10 КТ 0,5 300/5 Рег. № 2306-68 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
EA05RL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
10 |
МТЭЦ ЗРУ-6кВ яч.28 ф. Горьковский |
ТПЛК-10 КТ 0,5 300/5 Рег. № 2306-68 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
EA05RAL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
11 |
МТЭЦ ЗРУ-6кВ яч. 29 ф. Фабричный |
ТПЛК-10 КТ 0,5 300/5 Рег. № 2306-68 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
EA05RAL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
УСВ-3, рег. № 64242-16/ HP ProLiant DL380 G8 |
|
12 |
МТЭЦ РУСН-6кВ яч. 2 ф. Махачкалинский |
ТВЛМ-10 КТ 0,5 150/5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег. №380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
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 УСВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносятся изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности (±5), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
|
1, 2 |
Активная Реактивная |
1,3 2,1 |
2,2 3,8 |
|
3-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,1 |
3,2 5,2 |
|
12 |
Активная Реактивная |
1,3 2,1 |
3,2 5,6 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, 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 cosф=0,8 (мпф=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cosф=0,8 (япф=0,6), токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +10 до +40 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
12 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от Uhom |
от 98 до 102 |
|
- ток, % От Ihom |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,8 |
|
- частота, Гц |
50 |
|
температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от Ihom: |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 (sm9) |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -30 до +40 |
|
- температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +10 до +40 |
|
- температура окружающей среды для сервера, °С |
от +10 до +35 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 80 до 106,7 |
|
- относительная влажность, не более, % |
98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
|
СЭТ-4ТМ.03М: |
140000 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
2 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч | |
|
ЕвроАльфа: |
50000 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
2 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
60000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: Счетчики: | |
|
СЭТ-4ТМ.03М: |
113 |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух |
10 |
|
направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее ЕвроАльфа: | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух |
35 |
|
направлениях, сутки, не менее |
5 |
|
- при отключении питания, лет, не менее Сервер: | |
|
- хранение результатов измерений и информации | |
|
состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 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 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-35 |
4 |
|
ТПЛК-10 |
16 | |
|
ТВК-10 |
2 | |
|
ТВЛМ-10 |
2 | |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-35-III |
3 |
|
ЗНОЛ.06 |
15 | |
|
НТМИ-6 |
1 | |
|
Счетчик электрической энергии |
EA05RAL-B-3 |
4 |
|
EA05RL-B-3 |
7 | |
|
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
1 | |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер |
HP ProLiant DL380 G8 |
1 |
|
Автоматизированное рабочее место |
АРМ |
1 |
|
Д |
окументация | |
|
Методика поверки |
МП 26.51.43/05.01/20 |
1 |
|
Формуляр |
ИРЭК.411711.07 ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Махачкалинской ТЭЦ ООО «Дагестанэнерго».
МВИ 26.51.43/05.01/20, 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
Смотрите также
