Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО Сбытовая Компания "Энергоальянс" на ОРЭМ в отношении точек поставки Филиала ПАО "Россети" - МЭС Сибири - ООО "Золото Финанс"
| Номер в ГРСИ РФ: | 91906-24 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергоальянс", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО Сбытовая Компания «Энергоальянс» на ОРЭМ в отношении точек поставки Филиала ПАО «Россети» - МЭС Сибири - ООО «Золото Финанс» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 91906-24 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО Сбытовая Компания "Энергоальянс" на ОРЭМ в отношении точек поставки Филиала ПАО "Россети" - МЭС Сибири - ООО "Золото Финанс" |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью Сбытовая Компания "Энергоальянс" (ООО СК "Энергоальянс"), г. Москва
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
| 91906-24: Описание типа | Скачать | 453.3 КБ | |
| 91906-24: Методика поверки | Скачать | 6.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО Сбытовая Компания «Энергоальянс» на ОРЭМ в отношении точек поставки Филиала ПАО «Россети» - МЭС Сибири - ООО «Золото Финанс» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ, представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счётчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и баз данных (сервер сбора и БД) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС-приемника типа УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как средние значения мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на второй уровень системы, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня настоящей системы.
Дополнительно сервер АИИС КУЭ обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ третьих лиц, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматическом режиме, а также передачу информации заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ со шкалой единого координированного времени UTC(SU) с помощью приема сигналов ГЛОНАСС/GPS устройством синхронизации системного времени (УССВ) на базе УСВ-2 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № 54074-13).
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УСВ-2 осуществляется во время сеанса связи с УСВ-2 не реже одного раза в сутки. При наличии расхождения более 1 с (параметр программируемый) сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-2.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками один раз в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера АИИС КУЭ более 2 с (параметр программируемый), производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты коррекции внутренних часов с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика, сервера сбора и БД отражаются в соответствующих журналах событий.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 002. Заводской номер АИИС КУЭ указывается в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с ГОСТ Р 8.883-2015.
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology2.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
39989384CC397C1B48D401302C722B02 |
|
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода |
MD5 |
Технические характеристики
Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, с указанием наименования присоединения, типов и классов точности средств измерений, представлены в таблицах 2-3.
Таблица 2 - Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК
АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС КУЭ | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС №170 «Центр» 220/110/10 кВ, РУ-0,4 кВ КТП-170-10-1 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт 2000/5 Зав. №2079432 Зав. №2079430 Зав. №2079436 Рег. №64182-16 |
- |
Меркурий 234 ARTMX2-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/1 Зав. №49420476 Рег. №75755-19 |
УССВ-2 Зав.№ 002267 Рег.№ 54074-13 |
|
2 |
ПС №170 «Центр» 220/110/10 кВ, РУ-0,4 кВ КТП-170-16-2 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт 2000/5 Зав. №2079428 Зав. №2079433 Зав. №2079438 Рег. №64182-16 |
- |
Меркурий 234 ARTMX2-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/1 Зав. №49425257 Рег. №75755-19 | |
|
3 |
ПС №170 «Центр» 220/110/10 кВ, РУ-0,4 кВ КТП-170-10-3 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт 2000/5 Зав. №2079425 Зав. №2079431 Зав. №2079434 Рег. №64182-16 |
- |
Меркурий 234 ARTMX2-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/1 Зав. №49425250 Рег. №75755-19 | |
|
4 |
ПС №170 «Центр» 220/110/10 кВ, РУ-0,4 кВ КТП-170-16-1 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт 2000/5 Зав. №2079424 Зав. №2079427 Зав. №2079437 Рег. №64182-16 |
- |
Меркурий 234 ARTMX2-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/1 Зав. №49425253 Рег. №75755-19 | |
|
5 |
ПС №170 «Центр» 220/110/10 кВ, РУ-0,4 кВ КТП-170-10-2 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт 2000/5 Зав. №2079426 Зав. №2079429 Зав. №2079435 Рег. №64182-16 |
- |
Меркурий 234 ARTMX2-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/1 Зав. №49425238 Рег. №75755-19 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6 |
ПС №170 «Центр» 220/110/10 кВ, РУ-10 кВ РП 170-14/43 яч.6 |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Зав. №02414 Зав. №47257 Рег. №69606-17 |
НОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Зав. №49571 Зав. №57568 Зав. №57851 Рег. №69605-17 |
Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.G Кл.т. 0,5S/1 Зав. №49047705 Рег. №75755-19 |
УССВ-2 Зав.№ 002267 Рег.№ 54074-13 |
|
7 |
ПС №170 «Центр» 220/110/10 кВ, РУ-10 кВ РП 170-14/43 яч.5 |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Зав. №62683 Зав. №55336 Рег. №69606-17 |
НОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Зав. №59336 Зав. №59595 Зав. №57926 Рег. №69605-17 |
Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.G Кл.т. 0,5S/1 Зав. №49047702 Рег. №75755-19 | |
|
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 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа. 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа. 5. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменение в эксплуатационные документы. Технический акт хранится вместе с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±6) % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±6)% |
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC (SU), с |
|
1-5 |
Активная Реактивная |
0,9 2,3 |
3,2 5,4 |
±5 |
|
6,7 |
Активная Реактивная |
1,1 2,7 |
3,3 5,5 | |
|
Примечание: В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин. Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % от 1ном cos9 = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№1-7 от +10 °C до +35 °C. | ||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
7 |
|
Нормальные условия: параметры сети: |
от 95 до 105 |
|
- напряжение, % от ином - ток, % от 1ном: |
от 1 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды для счетчика, о С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 80 до 120 |
|
- ток, % от 1ном : |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 до 1,0 |
|
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, о С |
от -40 до +50 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: |
от +10 до +35 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, о С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Для счетчиков: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
320 000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
Для сервера: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
100 000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Для УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
74 500 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Глубина хранения информации: Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее |
123 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
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 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 ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере ИВК;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электроэнергии;
- сервера.
Возможность коррекции времени (функция автоматизирована) в:
- счетчиках электроэнергии;
- ИВК.
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность (функция автоматизирована):
- измерений 30 мин;
- сбора не реже одного раза в сутки.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
ТШП-0,66 |
15 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
4 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ-НТЗ-10 |
6 шт. |
|
Счетчик электрической энергии |
Меркурий 234 ARTMX2-O3 DPBR.G |
5 шт. |
|
Счетчик электрической энергии |
Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.G |
2 шт. |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 шт. |
|
Комплексы информационновычислительные |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
9724065030.411711.002.ПФ |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО Сбытовая Компания «Энергоальянс» на ОРЭМ в отношении точек поставки Филиала ПАО «Россети» - МЭС Сибири - ООО «Золото Финанс», аттестованном ООО «МетроСервис», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311779.
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»;
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Смотрите также
