Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ПромЭнергоСбыт" (2 очередь)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Успешных поверок (СИ пригодно) 2 (100%)

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПромЭнергоСбыт» (2 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям

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 (далее - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) и напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора и баз данных (далее - сервер) с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени (далее - УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для обеспечения электропитания, организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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 по проводным линиям связи поступает на вход соответствующего GSM-модема, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в том числе вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации с уровня ИВК в АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности, в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде XML файлов формата 80020 в соответствии с действующими требованиями к представлению информации. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт-ч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК и ИВК.

СОЕВ включает в себя УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС), встроенные часы сервера АИИС КУЭ и счетчиков.

Сравнение показаний часов сервера с УССВ осуществляется при каждом сеансе связи с УССВ, корректировка часов сервера выполняется при наличии расхождения с временем УССВ.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков выполняется при наличии расхождения с часами сервера.

Журналы событий счетчиков 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 (№1110) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером в составе уровня ИВК.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».

ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Идентификацио

нное

наименование

ПО

Номер версии (идентификацио нный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентифика тора ПО

CalcClients.dll

не ниже 1.0.0.0

E55712D0B1B219065D63DA949114DAE4

MD5

CalcLeakage.dll

не ниже 1.0.0.0

B1959FF70BE1EB17C83F7B0F6D4A132F

CalcLosses.dll

не ниже 1.0.0.0

D79874D10FC2B156A0FDC27E1CA480AC

Metrology.dll

не ниже 1.0.0.0

52E28D7B608799BB3CCEA41B548D2C83

ParseBin.dll

не ниже 1.0.0.0

6F557F885B737261328CD77805BD1BA7

ParseIEC.dll

не ниже 1.0.0.0

48E73A9283D1E66494521F63D00B0D9F

ParseModbus.dll

не ниже 1.0.0.0

C391D64271ACF4055BB2A4D3FE1F8F48

ParsePiramida.dll

не ниже 1.0.0.0

ECF532935CA1A3FD3215049AF1FD979F

SynchroNSI.dll

не ниже 1.0.0.0

530D9B0126F7CDC23ECD814C4EB7CA09

VerifyTime.dll

не ниже 1.0.0.0

1EA5429B261FB0E2884F5B356A1D1E75

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

к

р

е

ем

о

Н

Наименование ИК

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УССВ

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ТП Котельная 10 кВ, РУ 10 кВ, ф.Поселок-1

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04

УСВ-3 Рег. № 64242-16

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,5

2

ТП Котельная 10 кВ, РУ 10 кВ, ф.Поселок-2

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 22192-07

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,5

3

ТП Урванка 10 кВ, РУ 0,4 кВ, ф. ул.Мира, д.9, 11

Т0П-0,66 Кл. т. 0,2 Ктт 100/5 Рег. № 47959-11

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±0,7 ±1 ,3

±3,2

±6,4

4

ТП Урванка 10 кВ, РУ 0,4 кВ, ф. пос.Депо, д.19

Т0П-0,66 Кл. т. 0,2S Ктт 150/5 Рег. № 47959-16

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±0,7 ±1 ,3

±3,3

±10,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

ТП Урванка 10 кВ, РУ 0,4 кВ, ф. пос.Депо, д.18а

ТОП-0,66 Кл. т. 0,2 Ктт 200/5 Рег. № 47959-11

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04

УСВ-3 Рег. № 64242-16

активная

реактивная

±0,7

±1,3

±3,2

±6,4

6

ТП Урванка 10 кВ, РУ 0,4 кВ, ф. пос.Депо, д.20

ТОП-0,66 Кл. т. 0,2 Ктт 200/5 Рег. № 47959-11

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±0,7

±1,3

±3,2

±6,4

7

ТП Урванка 10 кВ, РУ 0,4 кВ, ф. ул.Мира, д.9а

ТОП-0,66 Кл. т. 0,2 Ктт 75/5 Рег. № 47959-11

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±0,7

±1,3

±3,2

±6,4

8

ПС 35 кВ Выглядовка, ЗРУ 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, ф. Звероферма

ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 814-53

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±0,9

±2,3

±3,0 ±5 ,5

9

ТП 1013 6 кВ, ввод 0,4 кВ

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 71402-18

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 50460-18

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1 ±7 ,1

10

ТП 1216 6 кВ, ввод 0,4 кВ

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 64182-16

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 50460-18

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1 ±7 ,1

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

1

2

3

5

6

8

9

7

4

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

3.    Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8инд, 1=0,02(0,05) Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 до +60 °C.

4.    Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5.    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.

6.    Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа.

7.    Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

8.    Допускается изменение наименований ИК без изменения объекта измерений.

9.    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

10

Нормальные условия: - параметры сети:

- напряжение, % от ином

99 до 101

- ток, % от 1ном

100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cos ф

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации: - параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,5 до 50,5

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +35

- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС

от +10 до +25

- температура окружающей среды в месте расположения УССВ, оС

от -25 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:

- типа СЭТ-4ТМ.03 (рег. № 27524-04)

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

- типа СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17)

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

- типа ПСЧ-4ТМ.05МК (рег. № 50460-18)

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УССВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации: Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее

113

- при отключении питания, год, не менее

40

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, год, не менее

3,5

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 и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика:

-    связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

-    коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

-    формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

-    отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

-    перерывы питания электропитания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления;

-    журнал сервера:

-    изменение значений результатов измерений;

-    изменение расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

-    перерывы электропитания;

-    программные и аппаратные перезапуски;

-    установка и корректировка времени;

-    переход на летнее/зимнее время;

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени;

-    замена счетчика;

-    полученные с уровня ИИК журналы событий.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-счётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    счётчика;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счётчиках (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока

ТПЛ-10

3

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

1

Трансформаторы тока опорные

ТОП-0,66

15

Трансформаторы тока

ТПФМ-10

2

Трансформаторы тока

ТШП-0,66

3

Трансформаторы тока шинные

ТШП-0,66

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66У3

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03.01

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03.09

5

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1

Программное обеспечение

ПО «Пирамида 2000»

1

Паспорт-формуляр

РЭСС.411711.АИИС.1110 ПФ

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПромЭнергоСбыт» (2 очередь), аттестованном ООО «МЦМО», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц Росаккредитации 01.00324-2011.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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