Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ВЛАДИМИРСКИЙ СТАНДАРТ"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ВЛАДИМИРСКИЙ СТАНДАРТ» (далее по тексту - 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 (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) 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 (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ-2), сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подлюченный к базе данных ИВК ООО «ВЛАДИМИРСКИЙ СТАНДАРТ» при помощи удаленного доступа по сети Internet.

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 минут.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.

На верхнем - втором уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется от АРМ энергосбытовой организации по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭП. АРМ энергосбытовой организации раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-2, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ-2 не более ±1 с. УССВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД АИИС КУЭ. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ-2 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.

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 «АльфаТЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

amrserver.exe

amrc.exe

amra.exe

cdbora2.dll

encryptdll.dll

alphamess.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

v.11.04.01

Цифровой идентификатор ПО

582b756b2098a6dabbe52eae57e3e239

b3bf6e3e5100c068b9647d2f9bfde8dd

764bbe1ed87851a0154dba8844f3bb6b

7dfc3b73d1d1f209cc4727c965a92f3b

0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c

b8c331abb5e34444170eee9317d635cd

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

S

о

К

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование ИК

ТТ

ТН

Счётчик

Вид

электроэнергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

ТП 13-11 10/0,4

ЗНТ0ЛП-НТЗ-10

ЗНТ0ЛП-НТЗ-10

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

1

кВ, РУ-10 кВ,

1 СШ 10 кВ, яч.1

Кл. т. 0,5S 250/5

Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3

реактивная

±2,7

±4,8

ТП 13-11 10/0,4

ЗНТ0ЛП-НТЗ-10

ЗНТ0ЛП-НТЗ-10

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

2

кВ, РУ-10 кВ,

2 СШ 10 кВ, яч.7

Кл. т. 0,5S 250/5

Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3

реактивная

±2,7

±4,8

ТП 13-12 10/0,4

ЗНТ0ЛП-НТЗ-10

ЗНТ0ЛП-НТЗ-10

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

3

кВ, РУ-10 кВ,

1 СШ 10 кВ, яч.2

Кл. т. 0,5S 100/5

Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3

реактивная

±2,7

±4,8

ТП 13-12 10/0,4

ЗНТ0ЛП-НТЗ-10

ЗНТ0ЛП-НТЗ-10

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

4

кВ, РУ-10 кВ,

2 СШ 10 кВ, яч.6

Кл. т. 0,5S 100/5

Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3

реактивная

±2,7

±4,8

ТП 16-11 10/0,4

кВ, РУ-10 кВ,

ЗНТ0ЛП-НТЗ-10

ЗНТ0ЛП-НТЗ-10

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

5

1 СШ 10 кВ, яч. Ввод № 1 10 кВ

Кл. т. 0,5S 100/5

Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3

реактивная

±2,7

±4,8

ТП 16-11 10/0,4

кВ, РУ-10 кВ,

ЗНТ0ЛП-НТЗ-10

ЗНТ0ЛП-НТЗ-10

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

6

2 СШ 10 кВ, яч. Ввод № 2 10 кВ

Кл. т. 0,5S 100/5

Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3

реактивная

±2,7

±4,8

ТП 13-10 10/0,4

Т-0,66

ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,3

7

кВ, РУ-0,4 кВ,

Кл. т. 0,5S

-

1 СШ 0,4 кВ, яч.6

100/5

реактивная

±2,4

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

ТП 13-10 10/0,4

Т-0,66 Кл. т. 0,5S 500/5

активная

±1,0

±3,3

8

кВ, РУ-0,4 кВ,

ПСЧ-4ТМ.05МК

2 СШ 0,4 кВ, яч.17

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,4

±5,7

ТП 13-10 10/0,4

Т-0,66

ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,3

9

кВ, РУ-0,4 кВ, 1

Кл. т. 0,5S

-

СШ 0,4 кВ, яч.1

1500/5

реактивная

±2,4

±5,7

ТП 13-10 10/0,4

Т-0,66

ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,3

10

кВ, РУ-0,4 кВ, 2

Кл. т. 0,5S

-

СШ 0,4 кВ, яч.21

1500/5

реактивная

±2,4

±5,7

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 - 10 от 0 до плюс 40 °C.

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УССВ-2 на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО «Владимирский стандарт» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

5. Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

10

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 и ТН, °С

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

счетчиков, °С

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера БД, °С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее

10

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 счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал сервера БД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере БД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

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

-    счетчика;

-    сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 минут (функция автоматизирована);

-    сбора 30 минут (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ВЛАДИМИРСКИЙ СТАНДАРТ» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему 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

ЗНТОЛП-НТЗ-10

55601-13

18

Трансформатор тока

Т-0,66

52667-13

12

Трансформатор напряжения

ЗНТОЛП-НТЗ-10

55601-13

18

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M

36697-12

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТM.05MК

64450-16

4

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-2

54074-13

1

Программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

-

1

Методика поверки

МП 206.1-238-2017

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-238-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ВЛАДИМИРСКИЙ СТАНДАРТ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 16 августа 2017 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03M - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК - по документу ИГЛШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

-    УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 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 «ВЛАДИМИРСКИЙ СТАНДАРТ», 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 «ВЛАДИМИРСКИЙ СТАНДАРТ»

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