|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "МетМашУфалей" |
| Обозначение типа | |
| Производитель | ООО "Энергометрология", г.Москва |
| 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.№ 01 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «МетМашУфалей» (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) DELL Power-Edge T140, устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-3, локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», 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 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 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 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 передаются в целых числах кВт·ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующий GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени на базе УССВ, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Часы ИВК синхронизированы со временем УССВ, корректировка часов ИВК выполняется при расхождении времени часов ИВК и УССВ на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов ИВК происходит 1 раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера на ±2 с выполняется их корректировка.
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 «Альфа ЦЕНТР» (версия не ниже 15.10.04). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные признаки ПО
| Идентификационные признаки | Значение | | Идентификационное наименование модуля ПО | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО | 12.1 | | Цифровой идентификатор модуля ПО | 3е736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов приведен 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 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, Ввод 0,4 кВ ТСН-2 | ТТИ-А150/5, КТ 0,5Рег. № 28139-04 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.16КТ 0,5S/1,0Рег. № 36355-07 | УСВ-3.
Рег. № 64242-16/ DELL Power-Edge T140 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 2 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ – 10 кВ, 2 с.ш. 10кВ, яч.5, Ввод 10 кВ Т-2 | ТПШЛ–102000/5, КТ 0,5Рег. № 1423-60 | НТМИ-10-6610000/100КТ 0,5Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12КТ 0,5S/1,0Рег. № 36355-07 | УСВ-3. Рег. № 64242-16/ DELL Power-Edge T140 | | 3 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, Ввод 0,4 кВ ТСН-1 | ТТИ-А150/5, КТ 0,5Рег. № 28139-04 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.16КТ 0,5S/1,0Рег. № 36355-07 | | 4 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ – 10 кВ, 1 с.ш.
10 кВ, яч.27, Ввод 10 кВ Т-1 | ТПШЛ–102000/5, КТ 0,5Рег. № 1423-60 | НТМИ-10-6610000/100КТ 0,5Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12КТ 0,5S/1,0Рег. № 36355-07 | | 5 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ – 10 кВ, 3 с.ш.
10 кВ, яч. 43, Ввод 10 кВ Т-3 | ТПШЛ–102000/5, КТ 0,5Рег. № 1423-60 | ЗНОЛ.0610000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 3344-04 | ПСЧ-4ТМ.05М.12КТ 0,5S/1,0Рег. № 36355-07 | | 6 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ – 10 кВ, 2 с.ш.
10 кВ, яч. 14 | ТПЛМ–10100/5, КТ 0,5Рег. № 2363-68 | НТМИ-10-6610000/100КТ 0,5Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12КТ 0,5S/1,0Рег. № 36355-07 | | 7 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ – 10 кВ, 2 с.ш.
10 кВ, яч. 16 | ТПЛ–10–М100/5, КТ 0,5SРег. № 22192-07 | НТМИ-10-6610000/100КТ 0,5Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12КТ 0,5S/1,0Рег. № 36355-07 | | 8 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ – 10 кВ, 2 с.ш.
10 кВ, яч. 15 | ТПЛ–10–М150/5, КТ 0,5SРег. № 22192-07 | НТМИ-10-6610000/100КТ 0,5Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12КТ 0,5S/1,0Рег. № 36355-07 | | 9 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ – 10 кВ, 1 с.ш.
10 кВ, яч. 28 | ТПЛ–10–М100/5, КТ 0,5SРег. № 22192-07 | НТМИ-10-6610000/100КТ 0,5Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12КТ 0,5S/1,0Рег. № 36355-07 | | 10 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ – 10 кВ, 1 с.ш.
10 кВ, яч. 30 | ТПЛ–10У3200/5, КТ 0,5Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-6610000/100КТ 0,5Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12КТ 0,5S/1,0Рег. № 36355-07 | | 11 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ – 10 кВ, 2 с.ш.
10 кВ, яч. 12 | ТПЛ–10400/5, КТ 0,5Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-6610000/100КТ 0,5Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 12 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ – 10 кВ, 1 с.ш.
10 кВ, яч. 24 | ТПЛ–10300/5, КТ 0,5Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-6610000/100КТ 0,5Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18 | УСВ-3. Рег. № 64242-16/ DELL Power-Edge T140 | | 13 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ – 10 кВ, 1 с.ш.
10 кВ, яч. 26 | ТПЛ–10100/5, КТ 0,5Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-6610000/100КТ 0,5Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12КТ 0,5S/1,0Рег. № 36355-07 | | 14 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ – 10 кВ, 1 с.ш.
10 кВ, яч. 21 | ТПЛ–10У3150/5, КТ 0,5Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-6610000/100КТ 0,5Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18 | | 15 | КТП – 20 10/04 кВ, РУ – 0,4 кВ, ЩУ – 0,4 кВ | ТТИ-А200/5, КТ 0,5Рег. № 28139-06 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.16КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18 | | 16 | ТП – 28 10/0,4 кВ, РУ – 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1 | ТТИ-1251500/5, КТ 0,5Рег. № 28139-04 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.16КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18 | | 17 | ТП – 26 10/0,4 кВ, РУ – 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1 | ТТИ-А300/5, КТ 0,5Рег. № 28139-06 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.16КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18 | | 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 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 ±δ, % | Границы погрешности в рабочих условиях ±δ, % | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 1, 3, 15-17 | Активная
Реактивная | 1,1
1,8 | 3,1
5,1 | | 2, 4-6, 10-14 | Активная
Реактивная | 1,3
2,0 | 3,2
5,2 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | | 7-9 | Активная
Реактивная | 1,3
2,0 | 2,2
3,7 | | 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, токе ТТ, равном 100 % от Iном для нормальных условий и при cosφ=0,8, токе ТТ, равном 5 % от Iном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С. |
Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество измерительных каналов | 17 | | Нормальные условия
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды для счетчиков, °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 | от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5 инд. до 1 емк
от -40 до +60 | | - температура окружающей среды для счетчиков, °С | | | ПСЧ-4ТМ.05МК | от -40 до +60 | | ПСЧ-4ТМ.05М | от -40 до +60 | | - температура окружающей среды для сервера, °С | от +10 до + 30 | | - атмосферное давление, кПа
- относительная влажность, %, не более
- частота, Гц | от 80,0 до 106,7
98
от 49,6 до 50,4 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | | ПСЧ-4ТМ.05МК | 165000 | | ПСЧ-4ТМ.05М | 140000 | | УСВ-3:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 | | Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 100000
1 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | | Глубина хранения информации
Счетчики: | | | ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05М
-каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут | 113 | | Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 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 ОРЭМ с помощью электронной почты.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. | | 1 | 2 | 3 | | Трансформатор тока | ТПЛ–10 | 6 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | 3 | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 | | Счетчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05М.12 | 9 | | Устройство синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 | | Основной сервер | DELL Power-Edge T140 | 1 | | Документация | | Методика поверки | МП 26.51.43/19/19 | 1 | | Формуляр | ФО 26.51.43/19/19 | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 26.51.43/19/19 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «МетМашУфалей». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 15.11.2019 г.
Основные средства поверки:
средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. № 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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 «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»
(ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)
ИНН 7714348389
Адрес: 125040, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д. 2, кор. 12, этаж 2, пом II, ком 9
Телефон: 8 (495) 230-02-86
E-mail: info@energometrologia.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «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.
| |
