81860-21: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Махачкалинской ТЭЦ ООО "Дагестанэнерго" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Махачкалинской ТЭЦ ООО "Дагестанэнерго"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 81860-21
Производитель / заявитель: ООО "Интер РЭК", г.Москва
Скачать
81860-21: Описание типа СИ Скачать 296 КБ
81860-21: Методика поверки МП 26.51.43/05.01/20 Скачать 11 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Махачкалинской ТЭЦ ООО "Дагестанэнерго" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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 17.11.2024

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

81861-21
ИТ24 Стенды линейных перемещений
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие Измерительные технологии" (ООО "НПП ИТ"), г. Саров, Нижегородской обл.
Стенды линейных перемещений ИТ24 (далее - стенды) предназначены для воспроизведения линейных перемещений в диапазоне от 0 до 100 мм при контроле метрологических характеристик датчиков токовихревых линейных (далее - ДТЛ).
81862-21
РВСП-1000, РВСП-2000 Резервуары вертикальные стальные цилиндрические
Акционерное общество "Самарский резервуарный завод" (АО "СРЗ"), г. Самара
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВСП-1000, РВСП-2000 (далее
Default ALL-Pribors Device Photo
81863-21
Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 735
Акционерное общество "Транснефть - Метрология" (АО "Транснефть - Метрология"), г. Москва
Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 735 (далее -СИКНП) предназначена для динамических измерений массы нефтепродуктов, транспортируемых по трубопроводу за отчетный интервал времени.
Default ALL-Pribors Device Photo
81864-21
Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 736
Акционерное общество "Транснефть - Метрология" (АО "Транснефть - Метрология"), г. Москва
Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 736 (далее -СИКНП) предназначена для динамических измерений массы нефтепродуктов, транспортируемых по трубопроводу за отчетный интервал времени.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЭК «Восток» (3-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранен...