Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Похвистневоэнерго" для электроснабжения потребителей ООО "ТольяттиЭнергоСбыт"
Номер в ГРСИ РФ: | 84561-22 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ТольяттиЭнергоСбыт", г.Тольятти |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Похвистневоэнерго» для электроснабжения потребителей
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 84561-22 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Похвистневоэнерго" для электроснабжения потребителей ООО "ТольяттиЭнергоСбыт" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 001/21 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ТольяттиЭнергоСбыт" (ООО "ТЭС"), Самарская обл., г. Тольятти
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
84561-22: Описание типа СИ | Скачать | 569.4 КБ | |
84561-22: Методика поверки | Скачать | 11.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Похвистневоэнерго» для электроснабжения потребителей ООО «ТольяттиЭнергоСбыт» (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 - измерительно -вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU325 (далее-УСПД), локальновычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
3-й уровень- информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ИВК, устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее-УСВ), программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, каналообразующую аппаратуру.
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:
- 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где происходит сбор, хранение, результатов измерений и дальнейшая передача данных на сервер ИВК, где осуществляется обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения).
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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ и ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации системного времени УССВ-2, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
Сервер ИВК ежечасно сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УССВ-2 и при расхождении ±1 с, сервер ИВК производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ-2.
Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера ИВК осуществляется ежечасно. При обнаружении расхождения шкалы времени УСПД от шкалы времени сервера ИВК более чем на ±1 с, выполняется синхронизация шкалы времени УСПД.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера ИВК более чем на ±2 с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КЭ не предусмотрено Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». 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 |
не ниже 15.07 |
Цифровой идентификатор модуля ПО |
3E736B7F38O863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ 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 |
ИВКЭ |
ИВК | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1 |
ПКУ №1 6кВ от МВ-6 ф-12 (Похвистнево-1) ПС 110/35/6 кВ "Похвистнево-2" |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт=600/5 Рег.№ 32139-06 |
ЗНОЛПМ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 35505-07 |
А1800 RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 31857-11 |
RTU 325, рег.№37288-08 |
УССВ-2, рег.№ 54074-13/НР Proliant DL20 Gen9 |
2 |
ПКУ №2 6кВ от МВ-6 ф-22 (Похвистнево-2) ПС 110/35/6 кВ "Похвистнево-2" |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт=200/5 Рег.№ 32139-06 |
ЗНОЛПМ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 35505-07 |
А1800 RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 31857-06 | ||
3 |
ПКУ №3 6кВ от МВ-6 ф-24 (Похвистнево-3) ПС 110/35/6 кВ "Похвистнево-2" |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт=400/5 Рег.№ 32139-06 |
ЗНОЛПМ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 35505-07 |
А1800 RL- P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 31857-11 | ||
4 |
ТП-1 яч.6 кВ, МВ-6 ф-30 (Восточное кольцо) от ПС 110/35/6 кВ "Похвистнево-2" |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт=100/5 Рег.№ 32139-06 |
ЗНОЛП-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 23544-07 |
А1800 RL- P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 31857-06 | ||
5 |
ПКУ №4 6кВ от МВ-6 ф-18 (Головные сооружения) ПС 110/35/6 кВ "Похвистнево-2" |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт=100/5 Рег.№ 32139-06 |
ЗНОЛПМ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 35505-07 |
А1800 RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 31857-06 | ||
6 |
ТП Пох707/100 (ТП-20) 6/0,4 кВ, сш 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег.№ 36382-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 36697-12 | ||
7 |
ТП Пох808/100 (ТП-2) 6/0,4 кВ, сш 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
ТТИ Кл.т. 0,5S Ктт=150/5 Рег.№ 28139-12 |
- |
А1800 RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 31857-06 | ||
8 |
ТП СА 218/100 (ТП-53) 6/0,4 кВ, сш 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
ТТИ Кл.т. 0,5S Ктт=200/5 Рег.№ 28139-12 |
- |
А1800 RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 31857-11 | ||
9 |
ПКУ №5 6кВ от ВЛ 6 кВ ф-2 ПС 35/6 кВ "Среднее Аверкино" |
ТОЛ-СЭЩ- 10 Кл.т. 0,5S Ктт=20/5 Рег.№ 32139-06 |
ЗНОЛПМ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 35505-07 |
А1800 RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 31857-06 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
10 11 |
ТП СА 207/100 (ТП-54) 6/0,4 кВ, сш 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
ТТИ Кл.т. 0,5S Ктт=200/5 Рег.№ 28139-12 |
- |
А1800 RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 31857-06 |
RTU 325, рег.№37288-08 |
УССВ-2, рег.№ 54074-13/НР Proliant DL20 Gen9 |
ПКУ №6 6кВ от ВЛ 6 кВ ф-2 ПС 35/6 кВ "Среднее Аверкино" |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт= 20/5 Рег.№ 32139-06 |
ЗНОЛПМ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 35505-07 |
А1800 RL- P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 31857-11 | |||
12 |
ПКУ №7 6кВ от КЛ-6 ф-16 ПС 35/6 кВ "Красные пески" |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт=20/5 Рег.№ 32139-06 |
ЗНОЛПМ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 35505-07 |
А1800 RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 31857-06 | ||
13 |
ПКУ №8 6кВ от МВ-6 ф-13 ПС 35/6 кВ "Яблонка" |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт=75/5 Рег.№ 32139-06 |
ЗНОЛПМ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 35505-07 |
А1800 RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 31857-06 | ||
14 |
ПКУ №9 6кВ от МВ-6 ф-2 (Город-2) ПС 35/6 кВ "Юлия" |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт=200/5 Рег.№ 32139-06 |
ЗНОЛПМ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 35505-07 |
А1800 RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 31857-06 |
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 УСПД, УССВ-2 на аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
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.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
1-5,9,11-14 |
Активная Реактивная |
1,3 2,1 |
3,1 5,2 |
7,8,10 |
Активная Реактивная |
1,1 1,8 |
3,0 5,1 |
6 |
Активная Реактивная |
1.1 1,8 |
2.9 5,0 |
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации 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 для рабочих условий для ИК№1-5,7-14 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 1 (2) % от 1ном, для ИК№6 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном 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 |
14 |
Нормальные условия параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
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 ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
- коэффициент мощности cos9 (sm9) |
от 0,5 инд. до 1 емк |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +50 |
температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +5 до + 35 |
температура окружающей среды для сервера ИВК, °С |
от +10 до + 30 |
температура окружающей среды для УСПД, °С |
от +10 до + 30 |
атмосферное давление, кПа |
от 80,0 до 106,7 |
относительная влажность, %, не более |
98 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов | |
Счетчики: |
120000 |
А 1800 | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 (рег.№ 36697-12) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
УССВ-2: |
74500 |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
УСПД: |
40000 |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
Сервер ИВК: |
100000 |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
1 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
2 |
Глубина хранения информации Счетчики: А1800 - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 |
1200 |
минут, сут СЭТ-4ТМ.03М.09 - каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 минут, сут |
113 |
УСПД - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут |
45 |
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания ИВК 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.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК;
- УСПД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере ИВК;
- установка пароля на УСПД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество,шт. |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
20 |
ТТИ |
9 | |
Т-0,66 |
3 | |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛПМ-6 |
27 |
ЗНОЛП-6 |
3 | |
Счетчик электрической энергии |
А1800 |
13 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
1 | |
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU 325 |
1 |
Сервер ИВК |
НР Proliant DL20Gen9 |
1 |
Документация | ||
Формуляр |
ФО 26.51.43/71/21 |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Похвистневоэнерго» для электроснабжения потребителей ООО «ТольяттиЭнергоСбыт». МВИ 26.51.43/71/21, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015г.
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