Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Литмаш-М"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Литмаш-М» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;

-    периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

-    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа, хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии средств измерений;

-    передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

-    предоставление по запросу АО «АТС» дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений с сервера (АРМа) ИВК АИИС КУЭ на всех уровнях АИИС КУЭ;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);

-    диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S, 0,5 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001; счетчики электроэнергии 0,5S по ГОСТ Р 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ Р 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2, и соединяющие их измерительные цепи;

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), выполняющий функции измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), содержит в своем составе: сервер Gigabyte (сервер БД), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 регистрационный номер средства измерений в Федеральном информационном фонде (рег. №) № 64242-16, устройство бесперебойного питания сервера (UPS), коммуникационное оборудование, программное обеспечение «Пирамида 2000».

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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков через коммуникационное оборудование поступает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Сервер подключается к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации всем заинтересованным субъектам осуществляется в соответствии с согласованным сторонами регламентом. Передача информации в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», с использованием электронной подписи (ЭП), осуществляется с АРМ энергосбытовой организации -субъекта оптового рынка или сервера БД.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации времени УСВ-3, сервера БД и счетчиков. Коррекция времени в УСВ-3 происходит по сигналам точного времени глобальной навигационной системы GPS от встроенного GPS-приемника. Сличение времени сервера БД с временем УСВ-3 и его коррекция осуществляется ежеминутно. Сличение времени сервера БД с временем счетчиков выполняется с периодичностью 1 раз в сутки, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем сервера БД ±2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «ПО «Пирамида 2000». 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 «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.

Идентификационные

признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcClient

s.dll

CalcLeaka

ge.dll

CalcLosse

s.dll

Metrolog

y.dll

ParseBin.

dll

ParseIEC.

dll

ParseMod

bus.dll

ParsePira

mida.dll

Synchro-

NSI.dll

VerifyTi-

me.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 3

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b

1b219065

d63da9491

14dae4

b1959ff70

be1eb17c8

3f7b0f6d4

a132f

d79874d1

0fc2b156a

0fdc27e1c

a480ac

52e28d7b

608799bb

3ccea41b

548d2c83

6f557f885

b7372613

28cd7780

5bd1ba7

48e73a92

83d1e664

94521f63

d00b0d9f

c391d642

71acf405

5bb2a4d3

fe1f8f48

ecf53293

5ca1a3fd

3215049a

f1fd979f

530d9b01

26f7cdc2

3ecd814c

4eb7ca09

1ea5429b

261fb0e2

884f5b35

6a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Наименование объекта и номер точки измерений по однолинейной схеме

Состав ИК

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

о)

к -н в( о,

5 S

2 ° ын

£ а

к £ нр ро

U С

Г раницы основной погрешности в рабочих условиях, (±)%

1

ПС 110 кВ «Меленки», ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.ф.1008

ТЛП-10-5 300/5 Кл.т. 0,5S Рег. №30709-11

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

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.

№ 27524-04

Gigabyte

Актив

ная,

Реактив

ная

1,1

2,7

3,3

5,5

2

ПС 110 кВ «Меленки», ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.ф.1028

ТПЛ-10-М У3 400/5 Кл.т. 0,5 Рег. №22192-07

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

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.

№ 27524-04

Актив

ная,

Реактив

ная

1,1

2,7

3,2

5,4

УС]

В-3 рег. № 64242-16.

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 минут.

3    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 метрологических характеристик.

4    Допускается замена УСВ-3 на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

2

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от Uном

от 98 до 102

- ток, % от !ном

от 1 до 120

- коэффициент мощности

0,9

- частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +20 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от Uном

от 90 до 110

- ток, % от !ном:

- для ИК № 1

от 2 до 120

- для ИК № 2

от 5 до 120

- коэффициент мощности, cos9

0,8

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -40 до +70

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С:

от +5 до +30

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +10 до +30

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

0,5

Надежность применяемых в системе компонентов: Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

ИВК:

- коэффициент готовности, не менее

0,99

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

Глубина хранения информации: Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

113,7

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств

измерений, лет, 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 оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

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

-    пропадания напряжения питания с фиксацией времени пропадания и восстановления;

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

-    пропадание напряжения пофазно с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

-    формирование события по результатам автоматической самодиагностики.

-    журнал событий ИВК:

-    изменение значений результатов измерений;

-    изменение коэффициентов ТТ и ТН;

-    факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

-    пропадание питания;

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

-    замена счетчика;

-    полученные с уровней ИВК «Журналы событий» ИВК и ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

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

-    электросчетчик;

-    сервер.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сутки (функция автоматизирована);

-    сбор результатов измерений - не реже 1 раза в сутки (функция автоматизирована). Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Счетчик электроэнергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.01

2

Измерительный трансформатор тока

ТЛП-10-5

2

Измерительный трансформатор тока

ТПЛ-10-М

2

Измерительный трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

1

Сервер АИИС КУЭ

Gigabyte

1

ПО

Пирамида 2000

1

Паспорт-формуляр

САИМ 411711.076 ПФ

1

Методика поверки

МП 201-053-2017

1

Поверка

осуществляется по документу МП 201-053-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Литмаш-М». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «26» июля 2017 года.

Основные средства поверки:

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН -по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки, согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

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

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационной документации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Литмаш-М

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание