Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2017 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ООО «МЕТРО Кэш энд Керии»2017, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-1, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО СО «ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний - второй уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей, в том числе измерительной, информации, оформление отчетных документов. Скомплектованные сервером БД отчетные данные по каналам связи сети Internet в автоматическом режиме поступают на АРМ энергосбытовой организации, где формируются отчетные макеты и происходит их заверение электронной подписью (ЭП). Далее происходит автоматизированная передача раз в сутки сформированных и заверенных макетов в АО «АТС», филиал АО СО «ЕЭС» РДУ и заинтересованным организациям посредством сети Internet (с применением почтовых клиентов) по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-1, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, 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».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Наименование ПО | Индентифика- ционное наименование ПО | Номер версии (Идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | PClients.dll | 3 | 6AC822C7BA33415E8 69D2BC40216F246 | MD5 |
| Модуль расчета небаланса энергии/мощности | PLeakage.dll | 3 | BDB749CF56ADF808E B2150223D204ECE | MD5 |
| Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | PLosses.dll | 3 | A9D934D82617FA521 67C085F4CF59AFB | MD5 |
| Общий модуль содержащий функции, исполь-зумые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52E28D7B608799BB3 CCEA41B548D2C83 | MD5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | IEC104Link.dll | 3 | 64C51392A259F28336 D62A6F6256600F | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | Modbus Device.dll | 3 | DB3A4BE5CAB4EC80 E4224680963B152F | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | Rec.exe | 3 | 58979F4BEA322658F7 1AC7EADFC1D490 | MD5 |
| Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации | StudioNSI.dll | 3 | FA2C96663016178A49 CD7E12EF98C397 | MD5 |
| Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | TimeSynchro.exe | 3 | 7142B4D5985B50F859 23D1089F037FF6 | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о Н | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Вид электро энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ТЦ 1306 |
| 1 | ГРЩ-0,4 кВ Торговый центр, 1 с.ш 0,4 кВ, Яч. ввод 1 | ТТИ-125 Кл. т. 0,5 1500/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,5 |
| 2 | ГРЩ-0,4 кВ Торговый центр, 2 с.ш 0,4 кВ, Яч. ввод 2 | ТТИ-125 Кл. т. 0,5 1500/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,5 |
| ТЦ 1337 |
| | ТП-1242 10/0,4 кВ | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 1000/5 | | | | активная | ±1,0 | ±3,3 |
| 3 | 2х630 кВА, | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | |
| 1 с.ш 0,4 кВ, Яч. ввод 1 | | Кл. т. 0,5S/1,0 | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| | ТП-1242 10/0,4 кВ | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 1000/5 | | | | активная | ±1,0 | ±3,3 |
| 4 | 2х630 кВА, | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | |
| 2 с.ш 0,4 кВ, Яч. ввод 2 | | Кл. т. 0,5S/1,0 | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ТЦ 1303 |
| 5 | ТП-1 6/0,4 кВ «МЕТРО», РУ-0,4 кВ, 1 с.ш 0,4 кВ, Яч. Ввод Старатель 1 | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 1000/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,6 |
| 6 | ТП-1 6/0,4 кВ «МЕТРО», РУ-0,4 кВ, 2 с.ш 0,4 кВ, Яч. Ввод Старатель 2 | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 1000/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,6 |
| ТЦ 1082 |
| 7 | 2БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, Яч. Ввод Т1 | ТТИ-85 Кл. т. 0,5S 1500/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,6 |
| 8 | 2БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, Яч. Ввод Т2 | ТТИ-85 Кл. т. 0,5S 1500/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,6 |
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 cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 8 от плюс 5 до плюс 35 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСВ-1 на однотипные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 8 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ, С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, С | от +10 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.04 | 140000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.16 | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер: | |
| - 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;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
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:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- 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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2017 типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Рег № | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТТИ-125 | 28139-12 | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 51516-12 | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 52667-13 | 6 |
| Трансформатор тока | ТТИ-85 | 28139-12 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05MК.04 | 64450-16 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ^4-41^05^.16 | 50460-12 | 2 |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-1 | 28716-05 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-246-2017 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-246-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2017. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 11 сентября 2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.04 - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТM.05MК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.16 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2017, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2017
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
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЕТРО Кэш энд Керри" 2017](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЕТРО Кэш энд Керри" 2017")
68979-17: Методика поверки МП 206.1-246-2017Скачать8.0 Мб