Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Краснодар Водоканал"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Каналы измерительно - информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Краснодар Водоканал» (далее по тексту - ИИК АИИС КУЭ) предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии в составе системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Краснодар Водоканал» (регистрационный № 41950-09).

Описание

ИИК АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

Первый уровень - информационно-измерительные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 5S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5, вторичные цепи и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа (счетчики) класса точности 0,5 S (в части активной электроэнергии) и 1,0 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер базы данных (СБД) ООО «Краснодар Водоканал», СБД ООО «МАРЭМ+», аппаратуру передачи данных, внутренних и внешних каналов связи, устройство синхронизации времени, автоматизированные рабочие места.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. 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 мин.

Результаты измерений соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах.

Информационный обмен между уровнями осуществляется по радиоканалу стандарта GSM регионального оператора сотовой связи. Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает в СБД ООО «Краснодар Водоканал» (установленный в административном здании

ООО «Краснодар Водоканал»), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов.

Далее СБД ООО «Краснодар Водоканал», по каналам сотовой связи, через интернет-провайдер передаёт данные на сервер ООО «МАРЭМ+» г. Москва и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии.

Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД по внешним каналам связи: основному и резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу телефонной сети связи общего пользования (ТфССОП).

Синхронизация часов в счетчиках с единым календарным временем выполняется системой обеспечения единого времени (СОЕВ) АИИС КУЭ ООО «Краснодар Водоканал».

Сравнение показаний часов СБД ООО «Краснодар Водоканал» и счетчиков происходит при каждом обращении к счетчикам. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний СБД ООО «Краснодар Водоканал» и счетчиков ИИК на величину более чем ±2 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИИК АИИС КУЭ представлены в Таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИИК АИИС КУЭ

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Наименование ПО

ПК «АльфаЦЕНТР»

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.01

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

MD5

Уровень защиты программного обеспечения ИИК АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИИ

К АИИС КУЭ ООО «Краснодар Водоканал»

Состав ИИК ТУ

Вид

ИИК

Наименование

объекта

ТТ

ТП

Счетчик

ИВК

электро

энергии

12

ТП 169, РУ-6 кВ, ВК-7 Ввод-1

ТПЛ-СЭЩ-10 Г осреестр № 38202-08 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 00804-12, 00819-12

НТМИ-6-66 У3 Госреестр № 2611-70 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 7786

A1805RAL-P4GB-DW-3 Госреестр № 31857-06 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 01199721

СБД ООО «Краснодар Водоканал», СБД ООО «МАРЭМ+»

активная,

13

ТП 169, РУ-6 кВ, ВК-10 Ввод-2

ТПЛ-СЭЩ-10 Госреестр № 38202-08 Кл . т. 0, 5 S 200/5 Зав. № 00803-12 00818-12

НТМИ-6-66 У3 Госреестр № 2611-70 1 0000/1 00 Кл . т . 0 , 5 Зав. № 7769

A1805RAL-P4GB-DW-3 Госреестр № 31857-06 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 01199722

реактивная

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации S, %

I1(2)£ 1 изм< 1 5 %

^ %£ I изм< I 20 %

I 20 %£ I изм< I 100 %

I100 %£ I изм£ I 120 %

12, 13 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

±1,8

±1,3

±1,1

±1,1

0,9

±2,2

±1,5

±1,3

±1,3

0,8

±2,8

±1,9

±1,5

±1,5

0,5

±5,1

±3,2

±2,4

±2,4

Номер ИИК

sin9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях

эксплуатации S, %

I1(2)£ 1 изм< 1 5 %

!-5 %£ I изм< I 20 %

I 20 %£ I изм< I 100 %

I100 %£ I изм£ I 120 %

12, 13 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,8

±5,4

±3,2

±2,3

±2,2

0,5

±3,7

±2,3

±1,7

±1,7

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1.    Погрешность измерений 8i(2)%p и 5i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

4.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение от 0,98Ином до 1,02-ином;

-    сила тока от 1ном до 1,2Тном, cosj=0,9 инд;

-    магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;

-    температура окружающего воздуха: от +15 °С до +25 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

5.    Рабочие условия эксплуатации:

-    напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1Ином;

-    сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном; температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 45 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: Среднее время наработки на отказ:

-    счетчики Альфа А1800 - не менее 120000 часов;

-    сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее 256 554 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчика Тв < 2 часа;

-    для сервера Тв < 1 час;

-    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

-    для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

-    панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

-    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;

-    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

-    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

-    фактов параметрирования счетчика;

-    фактов пропадания напряжения;

-    фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол.

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ - 10

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66 У3

2

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

A1805RAL-P4GB-DW-3

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

1

Методика поверки

РТ-ПИ-2966-500-2016

1

Паспорт-формуляр

БЕКВ.422231.041.ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-ПИ-2966-500-2016 «ГСИ. Каналы измерительно -информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Краснодар Водоканал». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в январе 2016 года.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков Альфа А1800 - по документу МП-2203-0042-2006, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им Д. И. Менделеева» в 2006 г.;

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: БЕКВ.422231.041.МВИ «Методика измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «Краснодар Водоканал».

Нормативные документы, устанавливающие требования к каналам измерительно -информационным системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Краснодар Водоканал»

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.

Развернуть полное описание