Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТАМАК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 87225-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ВН - Энерготрейд", Московская обл., г. Чехов |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ТАМАК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 87225-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТАМАК" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 1047 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ВН-Энерготрейд" (ООО "ВН-Энерготрейд"), Московская обл., г. Чехов
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 | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 87225-22: Описание типа СИ | Скачать | 281.9 КБ | |
| 87225-22: Методика поверки | Скачать | 11.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ТАМАК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2.0» и каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).
АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ принимающим сигналы точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2.0» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0».
ПО «Пирамида 2.0» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентиф кационное наименование ПО |
Номер версии (идентифика-ционый номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
BinaryPackControls.dll |
Не ниже 10.5 |
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
MD5 |
|
CheckDataIntegrity.dll |
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 | ||
|
ComIECFunctions.dll |
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 | ||
|
ComModbusFunctions.dll |
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 | ||
|
ComStdFunctions.dll |
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 | ||
|
DateTimeProcessing.dll |
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D | ||
|
SafeValuesDataUpdate.dll |
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB | ||
|
SimpleVerifyDataStatuses.dll |
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 | ||
|
SummaryCheckCRC. dll |
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 | ||
|
ValuesDataProcessing.dll |
013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 110 кВ Промышленная, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Яч.2, КВЛ 10 кВ ф.1002 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 2473-69 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-02 |
CE308 S31.503.OAG.SYUV JLFZ GS01 SPDS Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 59520-14 |
УСВ-3 Рег. № 84823-22 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,6 |
±4,1 ±5,6 |
|
2 |
ПС 110 кВ Промышленная, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Яч.5, КВЛ 10 кВ ф.1005 |
ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 58720-14 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-02 |
CE308 S31.503.OAG.SYUV JLFZ GS01 SPDS Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 59520-14 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,6 |
±4,1 ±5,6 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
3 |
КТП 10 кВ Стройматериалы, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТТИ-30 Кл.т. 0,5 Ктт 250/5 Рег. № 28139-12 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
УСВ-3 Рег. № 84823-22 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,5 |
|
4 |
КВЛ 10 кВ ф.1005, отпайка в сторону ПКУ 10 кВ Монолит, Опора, ПКУ 10 кВ Монолит |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
5 |
КВЛ 10 кВ ф.1002, Опора № б/н, ПКУ 10 кВ (1) |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 68841-17 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 | |
|
6 |
КВЛ 10 кВ ф.1005, Опора № б/н, ПКУ 10 кВ (2) |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 68841-17 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях указана: ИК №№ 5,6 - для cos9 = 0,8инд, 1=0,02-1ном; ИК №№ 1-4 - для cos9 = 0,8инд, 1=0,05-1ном; и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№ 1-6 от -40 до +60°C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5. 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. 6. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа. 7. Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 9. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
6 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
99 до 101 |
|
- ток, % От Ihom |
100 до 120 |
|
- частота, Г ц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom для ИК №№ 5,6 |
от 2 до 120 |
|
для ИК №№ 1-4 |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
От 0,5 инд дО 0,8емк |
|
- частота, Г ц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, ОС |
от -45 до +40 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС: |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УСВ, ОС: |
от -25 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера БД, ОС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 (рег. № 36697-17) |
220000 |
|
- для счетчиков CE308 S31.503.OAG.SYUVJLFZ GS01 SPDS (рег. № 59520-14) |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
180000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - профиль нагрузки с получасовым интервалом, сут, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, год, не менее |
5 |
|
Сервер БД: - хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений, год, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервера БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТТИ-30 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК-СТ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-ЭК-10 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-НТЗ-10 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
CE308 S31.503.OAG.SYUVJLFZ GS01 SPDS |
2 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«Пирамида 2.0» |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.1047 ПФ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ТАМАК», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Смотрите также
