|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТРЦ "Акварель" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Центр энерготехнологий ТЭС", г.Волгоград |
| 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.№ 18/015 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТРЦ "Акварель" (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя высокопроизводительный сервер с установленным программным обеспечением (ПО) "Альфа ЦЕНТР", NTР-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ", локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приёма-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
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 активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи RS-485 поступает на вход GSM модема, далее с помощью беспроводного канала связи GSM (GPRS) данные поступают на верхний уровень системы (сервер), где осуществляется хранение, накопление и обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Отчеты в формате ХМL формируются на уровне ИВК, подписываются электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и отправляются по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в программно-аппаратный комплекс АО "АТС", региональному филиалу АО "СО ЕЭС" и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт∙ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. В качестве источника синхронизации времени ИВК используется NTР-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ", обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-сервера первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сервер периодически сравнивает свое системное время с часами NTP-сервера. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
Синхронизация показаний часов счетчиков с часами сервера производится во время сеанса связи со счетчиками. Сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера осуществляется не реже, чем один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера на величину не более ±2 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
|
| 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 доступа пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню – "средний" в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование модуля ПО | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 | | Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 | ПС 110/10 кВ "Развилка-2", РУ-10 кВ, 1 СШ, яч.№25 | ф.А.ТЛК-СТ-10
Ктт = 1000/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 58720-14
ф.С.ТЛК-СТ-10
Ктт = 1000/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 58720-14 | ф.А, В, С
НАМИТ-10
Ктн = 10000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 16687-97 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | NTP-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ"/ DELL PowerEdge R430 | | 2 | ПС 110/10 кВ "Развилка-2", РУ-10 кВ, 2 СШ, яч.№20 | ф.А.ТОЛ-СЭЩ-10
Ктт = 1000/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 32139-06
ф.В.ТОЛ-СЭЩ-10
Ктт = 1000/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 32139-06
ф.С.ТОЛ-СЭЩ-10
Ктт = 1000/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 32139-06 | ф.А.ЗНОЛ-СЭЩ-10
Ктн = 10000/√3/100/√3
Кл. т. 0,5
Рег. № 35956-07
ф.В.ЗНОЛ-СЭЩ-10
Ктн = 10000/√3/100/√3
Кл. т. 0,5
Рег. № 35956-07
ф.С.ЗНОЛ-СЭЩ-10
Ктн = 10000/√3/100/√3
Кл. т. 0,5
Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | | 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 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена 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 | 2 | 3 | 4 | | 1,2 | Активная | 1,21,9 | 2,64,2 |
Продолжение таблицы 3
| Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие доверительной 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 2 % от Iном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +10 до +35 °С. | | Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 2 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды, °С
- частота, Гц | от 98 до102
от 100 до 120
0,8
от +21 до +25
50 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos( (sin()
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- температура окружающей среды для сервера, °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 -20 до +35
от 10 до +35
от 10 до +30
от 80 до 106,7
98
от 49,6 до 50,4 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчик СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчик СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000
2
165000
2
50000
0,5 | | Глубина хранения информации
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114
3,5 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 2 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды, °С
- частота, Гц | от 98 до102
от 100 до 120
0,8
от +21 до +25
50 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos( (sin()
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- температура окружающей среды для сервера, °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 -20 до +35
от 10 до +35
от 10 до +30
от 80 до 106,7
98
от 49,6 до 50,4 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчик СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчик СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000
2
165000
2
50000
0,5 | | Глубина хранения информации
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114
3,5 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счётчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
- в журнале событий сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 1 раз в сутки (функция автоматизирована).
| Комплектность | В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. | | 1 | 2 | 3 | | Трансформатор тока | ТЛК-СТ-10 | 2 | | Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 1 | | Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | 3 | | Устройство синхронизации системного времени | NTР-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ" | 1 | | Сервер | DELL PowerEdge R430 | 1 | | Автоматизированное рабочее место | АРМ | 2 | | ПО | АльфаЦентр | 1 | | Методика поверки | МП 26.51.43-05-3443124794-2018 | 1 | | Формуляр | ФО 22498673.422231.18/015 | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 26.51.43-05-3443124794-2018 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ТРЦ "Акварель". Измерительные каналы. Методика поверки", утвержденному ФБУ "Самарский ЦСМ" 11.07.2018 г.
Основные средства поверки:
ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТM.03М (Рег. №36697-12) по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной ФБУ "Нижегородский ЦСМ" 04.05.2012 г.;
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТM.03М (Рег. №36697-08) по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной ФБУ "Нижегородский ЦСМ" 04.12.2007 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 27008-04);
измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15500-12);
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ-04 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
мультиметр "Ресурс-ПЭ-5" (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТРЦ "Акварель"
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью "Центр энерготехнологий ТЭС" (ООО "Центр энерготехнологий ТЭС")
ИНН 3443124794
Адрес: 400117, г. Волгоград, ул. Шекснинская, д.42, оф.108
Телефон: (8442) 26-42-38
Факс: (8442) 50-58-95
|
| Испытательный центр | ФБУ "Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области" (ФБУ Самарский ЦСМ)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 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.
|
| |
