|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Дубровская ТЭЦ" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "РуСэл", г.Иваново |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 182 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Дубровская ТЭЦ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее – счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее –ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее – УСПД) Сикон С70 (рег. № 28822-05), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий в себя сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и обеспечения питания технологического оборудования, автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО)«Пирамида 2000».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений электроэнергии (W, кВт∙ч, Q, квар∙ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков, по проводным линиям связи через интерфейс RS-485, поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналу связи Ethernet на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
АРМ энергосбытовой организации, субъекта ОРЭМ, подключённый к базе данных ИВК АИИС КУЭ ООО «Дубровская ТЭЦ» при помощи удалённого доступа по сети Internet в атоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчёты в формате XML в АО «АТС» и всем заинтересованным субъектам. XML-макеты формируются 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-3, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS). Часы УСВ-3 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. Часы сервера баз данных АИИС КУЭ синхронизируются с часами УСВ-3 не реже 1 раза в час при достижении расхождения времени более чем на ±1 с. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами сервера АИИС КУЭ, сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов происходит вне зависимости от наличия расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±2 с.
Сличение часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» (Версия не ниже 3,0). 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 Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | 1 | 2 | | Идентификационное наименование модулей ПО | CalcClients.dll | | Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | | Идентификационное наименование модулей ПО | CalcLeakage.dll | | Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | | Идентификационное наименование модулей ПО | CalcLosses.dll | | Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | | Идентификационное наименование модулей ПО | Metrology.dll | | Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | | Идентификационное наименование модулей ПО | ParseBin.dll | | Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | | Идентификационное наименование модулей ПО | ParseIEC.dll | | Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | | Идентификационное наименование модулей ПО: | ParseModbus.dll | | Цифровой идентификатор ПО | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | | Идентификационное наименование модулей ПО | ParsePiramida.dll | | Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | | Идентификационное наименование модулей ПО | SynchroNSI.dll | | Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | | Идентификационное наименование модулей ПО | VerifyTime.dll | | Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование
измерительного канала | Состав измерительного канала | | ТМН-2 | ТЛП-10
1000/5
Кл. т. 0,5S
рег. № 30709-07 | НТМИ
6000/100
Кл. т. 0,5
рег. № 831-53 | А1805RALQ-P4GB-DW-4;
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06 | СИКОН С70,
рег. № 28822-05/
УСВ-3,
рег. № 64242-16/
HP ProLiant DL360 | | ТМН-3 | ТЛП-10
1000/5
Кл. т. 0,5S
рег. № 30709-07 | НТМИ
6000/100
Кл. т. 0,5
рег. № 831-53 | А1805RALQ-P4GB-DW-4;
Кл. т. 0,5S/1,0
рег. № 31857-06 | | ТМН-5 | ТЛП-10
750/5
Кл. т. 0,5S
рег. № 30709-07 | НТМИ
10000/100
Кл. т. 0,5
рег. № 831-53 | А1805RALQ-P4GB-DW-4;
Кл. т. 0,5S/1,0
рег. № 31857-06 | | ТМН-7 | ТЛП-10
2000/5
Кл. т. 0,5S
рег. № 30709-07 | НОМ-6
6000/100
Кл. т. 0,5
рег. № 159-49 | А1805RALQ-P4GB-DW-4;
Кл. т. 0,5S/1,0
рег. № 31857-06 | | ТМН-8 | ТЛП-10
1000/5
Кл. т. 0,5S
рег. № 30709-07 | НОМ-6
6000/100
Кл. т. 0,5
рег. № 159-49 | А1805RALQ-P4GB-DW-4;
Кл. т. 0,5S/1,0
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 и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 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
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности, (±), % | Границы погрешности в рабочих условиях, ±),% | | 1-5 | Активная | 1,52,3 | 2,74,1 | | 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 cosφ=0,8 (sinφ=0,6), токе ТТ, равном 100 % от Iном для нормальных условий, и при cosφ=0,8 (sinφ=0,6), токе ТТ, равном 5 % от Iном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +40 °С. |
Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество измерительных каналов | 5 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности, cos(
- температура окружающей среды для счетчиков, °С | от 99 до101
от 100 до 120
0,9
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos((sin()
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- температура окружающей среды для УСПД, °С
- температура окружающей среды для ТТ, °С
- температура окружающей среды для ТН, °С
- атмосферное давление, кПа
- относительная влажность, %, не более
- частота, Гц | от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк
от 0 до +40
от -10 до +50
от -45 до +40
от -45 до +40
от 80 до 106,7
98
от 49,6 до 50,4 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ Альфа А1800, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 120000
2
114
10
45
10
3,5 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±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:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- в журнале УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. | | Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 15 | | Трансформатор напряжения | НОМ-6 | 5 | | Трансформатор напряжения | НТМИ | 3 | | Счётчик электрической энергиимногофункциональный | Альфа А1800 | 5 | | Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 1 | | Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 | | Сервер | HP ProLiant DL360 | 1 | | Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 | | Методика поверки | МП 26.51.43-08-3329074523-2018 | 1 | | Формуляр | АСВЭ 182.00.000 ФО | 1 | | Руководство по эксплуатации | - | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 26.51.43-08-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Дубровская ТЭЦ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 06.04.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока – по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторы напряжения – по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018 «Методика измерения потерь напряжения в линиях связи счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчики Альфа А1800 – в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- УСПД СИКОН С70 – в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ВНИИМСв 2005 году;
- устройство синхронизации времени УСВ-3 – осуществляется по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.
- радиочасы МИР РЧ-01 (рег. № 27008-04), принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
- термогигрометр CENTER 314 (рег. № 22129-04);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (рег. № 28134-04);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих-кодом и заверяется подписью поверителя. | | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Дубровская ТЭЦ»
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
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «РуСэл» (ООО «РуСэл»)
ИНН 3702110923
Адрес: 153009, г. Иваново, пр. Строителей, д. 15, оф. 5
Телефон: 8 (4932) 53-09-77
E-mail: askue37@mail.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное бюдждетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, д. 134
Телефон: 8 (846) 336-08-27
Факс: 8 (846) 336-15-54
E-mail: referent@samaragost.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
| |
