Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Астраханская ПГУ-110
| Номер в ГРСИ РФ: | 91601-24 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Астраханская ПГУ-110 (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 | 91601-24 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Астраханская ПГУ-110 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ" (ООО "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ"), г. Москва
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
| 91601-24: Описание типа | Скачать | 155.9 КБ | |
| 91601-24: Методика поверки | Скачать | 7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Астраханская ПГУ-110 (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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) (далее по тексту - сервер ИВК), устройство сбора и передачи данных RTU-327L (далее-УСПД), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее-УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, 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.
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 АИИС КУЭ передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Сервер ИВК АИИС КУЭ с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
Сервер ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами ОРЭМ и с другими АИИС КУЭ, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе АО «АТС» и прочими заинтересованными организациями. Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов установленных форматов, в том числе заверенных электронной цифровой подписью (ЭЦП).
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, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
УСПД, периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УССВ-2 и при расхождении ±1 с и более, УСПД производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ-2.
Сравнение шкалы времени сервера ИВК со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени сервера ИВК от шкалы времени УСПД равного ±1 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени сервера ИВК.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера ИВК осуществляется во время сеанса связи со счетчиком. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера ИВК равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, 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 корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.
Заводской номер 01 нанесен на маркировочную табличку типографским способом в виде цифрового кода, которая крепится на корпус сервера ИВК. Дополнительно заводской номер 01 указан 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 данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО |
12.1 |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
3E736B7F38O863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
аблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Г-1 |
ТЛП-10 4000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-08 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35956-07 |
A1802RLXQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
УССВ-2, рег. № 54074-13 / RTU-327L, рег. № 41907-09 / сервер ИВК |
|
2 |
Г-2 |
ТЛП-10 4000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-08 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35956-07 |
A1802RLXQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
3 |
Г-3 |
ТЛП-10 2000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-08 |
ЗНОЛ.06 10500:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
A1802RLXQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
4 |
ВЛ-35 кВ Центральная-1 |
ТОЛ-35 III-IV 600/5, КТ 0,2S Рег. № 47959-11 |
VEF 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 43241-09 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
|
5 |
ВЛ-35 кВ Центральная-2 |
ТОЛ-35 III-IV 600/5, КТ 0,2S Рег. № 47959-11 |
VEF 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 43241-09 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
|
6 |
ВЛ-35 кВ Кировская-1 |
ТОЛ-35 600/5, КТ 0,2S Рег. № 21256-07 |
VEF 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 43241-09 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ВЛ-35 кВ Кировская-2 |
ТОЛ-35 III-IV 600/5, КТ 0,2S Рег. № 34016-07 |
VEF 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 43241-09 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 |
УССВ-2, рег. № 54074-13 / RTU-327L, рег. № 41907-09 / сервер ИВК |
|
8 |
ВЛ-35 кВ Царевская-1 |
ТОЛ-35 III-IV 600/5, КТ 0,2S Рег. № 47959-11 |
VEF 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 43241-09 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
|
9 |
ВЛ-35 кВ Царевская-2 |
ТОЛ-35 III-IV 600/5, КТ 0,2S Рег. № 47959-11 |
VEF 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 43241-09 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
|
10 |
ВЛ-35 кВ Стекловолокно-1 |
ТОЛ-35 III-IV 600/5, КТ 0,2S Рег. № 34016-07 |
VEF 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 43241-09 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
|
11 |
ВЛ-35 кВ Стекловолокно-2 |
ТОЛ-35 III-IV 600/5, КТ 0,2S Рег. № 34016-07 |
VEF 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 43241-09 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
|
12 |
Фидер-3 6кВ |
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
|
13 |
Фидер-10 6кВ |
ТПЛ-СЭЩ-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 54717-13 |
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
|
14 |
Фидер-12 6кВ |
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
|
15 |
Фидер-13 6кВ |
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
|
16 |
Фидер-15 6кВ |
ТПЛ-СЭЩ-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 54717-13 |
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
17 |
Фидер-17 6кВ |
ТПЛ-СЭЩ-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 54717-13 |
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 |
УССВ-2, рег. № 54074-13 / RTU-327L, рег. № 41907-09 / сервер ИВК |
|
18 |
Фидер-20 6кВ |
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
|
19 |
ВЛ-110 кВ Астраханская ГРЭС - ЦРП 1 цепь (ВЛ-110 кВ 131) |
SNBC 500/5, КТ 0,2S Рег. № 43661-10 |
SVTR 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 43745-10 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
20 |
ВЛ-110 кВ Астраханская ГРЭС - ЦРП 2 цепь (ВЛ-110 кВ 132) |
SNBC 500/5, КТ 0,2S Рег. № 43661-10 |
SVTR 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 43745-10 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
21 |
ВЛ-110 кВ Астраханская ГРЭС -Первомайская (ВЛ-110 кВ 135) |
SNBC 500/5, КТ 0,2S Рег. № 43661-10 |
SVTR 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 43745-10 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
22 |
Фидер-1 6кВ |
ТПЛ-СЭЩ-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 54717-13 |
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | |
|
23 |
Фидер-9 6кВ |
ТПЛ-СЭЩ-10 400/5, КТ 0,5S Рег. № 71808-18 |
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
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 УССВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
5. 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, % |
|
1-3 |
Активная Реактивная |
1,2 1,8 |
1,7 2,7 |
|
4-11 |
Активная Реактивная |
1,0 1,6 |
1,8 3,2 |
|
12-18, 22, 23 |
Активная Реактивная |
1,3 2,0 |
2,2 3,7 |
|
19-21 |
Активная Реактивная |
0,8 1,2 |
1,2 1,9 |
|
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 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 °С до +35 °С | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
23 |
|
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 50 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 (sin^) - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для сервера ИВК, °С температура окружающей среды для УСПД, °С атмосферное давление, кПа относительная влажность, %, не более |
от 90 до 110 от 1(2) до 120 от 0,5 инд. До 1 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +40 от +5 до + 35 от +10 до + 30 от +15 до + 25 от 80,0 до 106,7 98 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее Альфа А1800 (рег. №№ 31857-06, 31857-11, 31857-20) |
120000 |
|
УССВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
RTU-327L: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
Сервер ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: Альфа А1800 - графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут, сут, не менее |
1200 |
|
RTU-327, RTU-327L - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее |
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 сервера 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 и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика и УСПД;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
SNBC |
9 |
|
ТЛП-10 |
9 | |
|
ТОЛ-35 |
3 | |
|
ТОЛ-35 III-IV |
21 | |
|
ТПЛ-СЭЩ-10 |
15 | |
|
ТПОЛ-10 |
12 | |
|
Трансформатор напряжения |
SVTR |
2 |
|
VEF |
6 | |
|
ЗНОЛ.06 |
12 | |
|
ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
6 | |
|
Счетчик электрической энергии |
A1802RAL-P4G-DW-4 |
3 |
|
A1802RLXQ-P4GB-DW-4 |
3 | |
|
A1805RAL-P4GB-DW-4 |
16 | |
|
A1805RLXQ-P4GB-DW-4 |
1 | |
|
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) |
RTU-327L |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
|
Сервер ИВК |
- |
1 |
|
Документация | ||
|
Формуляр |
ФО 26.51.43/278/23 |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Астраханская ПГУ-110. МВИ 26.51.43/278/23, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ». Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311290 от 16.11.2015.
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
