Номер по Госреестру СИ: 72889-18
72889-18 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тарховское"
( )
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тарховское» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ТЕЛЕСКОП+»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
Идентификационное наименование ПО |
Server MZ4.dll |
PD MZ4.dll |
ASCUE MZ4.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.1.1 | ||
Цифровой идентификатор ПО |
f851b28a924da7cd e6a57eb2ba15af0c |
2b63c8c01bcd61c 4f5b15e097f1ada 2f |
cda718bc6d123b6 3a8822ab86c2751 ca |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Тарховское», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тарховское»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «Центр промышленной автоматизации» (ЗАО «ЦПА»)ИНН 5040099482
Адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41, оф. 28
Юридический адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41 Телефон: (499) 286-26-10
Web-сайт: www.цnа.рф
E-mail: secr@pa-center.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)ИНН 5024145974
Опалиха,
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. ул. Ново-Никольская, д. 57, оф. 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на соответствующее УСПД. На УСПД осуществляется формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. От УСПД полученные данные при помощи технических средств приема-передачи данных передаются на сервер, где осуществляется дальнейшая 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.
Передача информации от сервера на АРМ энергосбытовой организации осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов формата 80020.
Передача информации от АРМ энергосбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» 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 (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, радиосервер точного времени РСТВ-01-01. РСТВ-01-01 обеспечивает формирование, хранение и передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU). Сравнение показаний часов сервера с РТСВ-01-01 осуществляется 1 раз в минуту. Корректировка часов сервера производится при расхождении с РСТВ-01-01 не более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на ±2 с и более.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на ±2 с и более.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 2018АС001, указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тарховское».
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 |
8 |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 35Б4 ХЛ1 |
1 |
Трансформаторы тока |
ТФН-35М |
1 |
Трансформаторы тока |
GIF 40.5 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТЛШ-10У3 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10 |
4 |
Трансформаторы тока опорные |
ТОП-0,66 |
12 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
14 |
Контроллеры |
Е-422.GSM |
2 |
Радиосерверы точного времени |
РСТВ-01-01 |
1 |
Сервер |
Intel ТМО 3800 Х |
1 |
Паспорт-формуляр |
ЦПА.424340.2022АС001- ТРХ.ФО |
1 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид элек-триче-ской энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Устройство син-хрониза-ции времени |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
1 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», ОРУ-35 кВ 1С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ф. 1 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 8555-81 ТФН-35М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Е-422. GSM Рег. № 46553-11 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
Intel ТМО 3800 Х |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 |
2 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», ОРУ-35 кВ 1С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ф. 2 |
GIF 40.5 Кл.т. 0,2S 200/5 Рег. № 30368-05 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,7 2,9 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
3 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», ОРУ-35 кВ 1С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ф. 3 |
ТФЗМ 35Б4 ХЛ1 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 8555-81 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Е-422. GSM Рег. № 46553-11 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
Intel ТМО 3800 Х |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 |
4 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», ОРУ-35 кВ 2С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ф. 4 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 8555-81 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 | |||
5 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», ОРУ-35 кВ 2С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ф. 5 |
ТФЗМ-35А ХЛ1 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 8555-81 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 | |||
6 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», ОРУ-35 кВ 2С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ф. 6 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 8555-81 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 | |||
7 |
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», РУ-6 кВ № 1 КНС-1,1С-6 кВ ввод-1 |
ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,9 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
ПС 110/35/6 кВ |
ТОП-0,66 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
«Ершовая», |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03М.08 |
тивная |
0,9 |
3,0 | |||||
8 |
РУ-6 кВ № 1 |
100/5 |
- |
Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||||
КНС-1, ТСН-1 0,4 |
Рег. № 47959-16 |
Рег. № |
Реак- |
1,9 |
4,7 | |||||
кВ |
Фазы: А; В; С |
36697-17 |
тивная | |||||||
ПС 110/35/6 кВ «Ершовая», |
ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 |
СЭТ- 4ТМ.03М |
Е-422. GSM |
Активная |
1,1 |
3,0 | |||
9 |
РУ-6 кВ № 1 КНС-1, 2С-6 кВ |
3000/5 Рег. № 6811-78 |
6000/100 Рег. № 2611-70 |
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № |
Рег. № 46553-11 |
Реак- |
2,3 |
4,9 | ||
ввод-2 |
Фазы: А; С |
Фазы: АВС |
36697-17 |
тивная | ||||||
ПС 110/35/6 кВ |
ТОП-0,66 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
«Ершовая», |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03М.08 |
тивная |
0,9 |
3,0 | |||||
10 |
РУ-6 кВ № 1 |
100/5 |
- |
Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||||
КНС-1, ТСН-2 0,4 |
Рег. № 47959-16 |
Рег. № |
РСТВ-01- |
Реак- |
1,9 |
4,7 | ||||
кВ |
Фазы: А; В; С |
36697-17 |
01 |
Intel ТМО |
тивная | |||||
ПС 110/35/6 кВ |
ТОЛ 10 |
НАМИ-10 |
СЭТ- |
Рег. № |
3800 Х |
Ак- | ||||
«Сороминская», |
Кл.т. 0,5 |
Кл.т. 0,2 |
4ТМ.03М |
67958-17 |
тивная |
1,0 |
2,9 | |||
11 |
РУ-6 кВ ДНС Со- |
1500/5 |
6000/100 |
Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||||
роминская, 1С-6 |
Рег. № 7069-79 |
Рег. № 11094-87 |
Рег. № |
Реак- |
2,0 |
4,8 | ||||
кВ ввод-1 |
Фазы: А; С |
Фазы: АВС |
36697-17 |
тивная | ||||||
ПС 110/35/6 кВ «Сороминская», |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 |
СЭТ- 4ТМ.03М.08 |
Е-422. GSM |
Активная |
0,9 |
3,0 | ||||
12 |
РУ-6 кВ ДНС Сороминская, ТСН-1 |
100/5 Рег. № 47959-16 |
- |
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № |
Рег. № 46553-11 |
Реак- |
1,9 |
4,7 | ||
0,4 кВ |
Фазы: А; В; С |
36697-17 |
тивная | |||||||
ПС 110/35/6 кВ |
ТОЛ 10 |
НТМИ-6-66 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
«Сороминская», |
Кл.т. 0,5 |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03М |
тивная |
1,1 |
3,0 | ||||
13 |
РУ-6 кВ ДНС Со- |
1500/5 |
6000/100 |
Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||||
роминская, 2С-6 |
Рег. № 7069-79 |
Рег. № 2611-70 |
Рег. № |
Реак- |
2,3 |
4,9 | ||||
кВ ввод-2 |
Фазы: А; С |
Фазы: АВС |
36697-17 |
тивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
14 |
ПС 110/35/6 кВ «Сороминская», РУ-6 кВ ДНС Сороминская, ТСН-2 0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Е-422. GSM Рег. № 46553-11 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
Intel ТМО 3800 Х |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
3,0 4,7 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИ времени UTC(SU) |
ИС КУЭ в |
рабочих условиях относительно шкалы |
±5 с |
Примечания:
-
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
-
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
-
3. Погрешность в рабочих условиях для ИК № 2 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
-
4. 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. Допускается замена УСПД и РСТВ-01-01 на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество ИК |
14 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
напряжение, % от Uном |
от 95 до 105 |
ток, % от 1ном | |
для ИК № 2 |
от 1 до 120 |
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
ток, % от 1ном | |
для ИК № 2 |
от 1 до 120 |
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от -10 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от +15 до +35 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСПД: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
для РСТВ-01-01: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для сервера: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
20000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
114 |
при отключении питания, лет, не менее |
12 |
для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.
-
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
-
- журнал сервера: параметрирования; коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД; сервера.
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии; УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).