Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Куриное царство - Брянск"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 546 п. 21 от 30.07.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 47600
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Куриное царство - Брянск» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения календарного времени, интервалов времени, активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ включют в себя следующие уровни:

1-ый уровень - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии ПРОТОН-К ЦМ по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии; и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№427), устройства синхронизации времени УСВ-2 (№2453), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:

- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

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

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

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).

Принцип действия:

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 по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает на верхний уровень, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в филиал ОАО «МРСК-Центра» - «Брянскэнерго» и ОАО «Брянскэнергсбыт» и прочим заинтересованным организациям осуществляется по двум каналам (основному и резервному).

- основной канал связи организован на базе выделенного канала сети «Internet».

Основной канал связи обеспечивает коэффициент готовности не хуже 0,95;

- резервный канал связи организован с помощью коммутируемого телефонного канала

Резервный канал связи обеспечивает скорость передачи данных не менее 9600 бит/сек. и коэффициент готовности не хуже 0,95.

Каналы связи организованы таким образом, что каждый из них обеспечивает возможность получения данных со всех счетчиков, включенных в АИИС КУЭ ЗАО «Куриное царство -Брянск».

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени (УСВ-2), счетчиков и ИВК. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав УСВ-2 с входит GPS-приемник, что обеспечивает ход часов УСВ-2 не более ±0,35 с/сут.

У СВ-2 подключено к ИВК «ИКМ-Пирамида», установленному в ЦСОИ ЗАО «Куриное Царство - Брянск».

Сравнение показаний часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит с цикличностью не реже чем один раз в час. Синхронизация часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вне не зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида».

Сравнение показаний часов счетчиков и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит при каждом обращении к счетчику (один раз в 30 минут), синхронизация осуществляется вне не зависимости от величины расхождения показаний часов счётчиков и ИВК «ИКМ-Пирамида», не чаще чем один раз в сутки.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ЗАО «Куриное царство - Брянск» используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «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 «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование ПО

Идентиф икацион-ное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Продложение таблицы 1

Наименование ПО

Идентиф икацион-ное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2

3 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

№ ИИК

Диспетчерское наименование ИИК

Состав измерительно-информационных каналов

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

1

Ввод №1 10 кВ от ПС Почеп ф.1009

ТОЛ-10-1-2-У2

А № 50788

В № 51823

С № 50789 Коэфф. тр. 400/5

Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06-10У3

№ 0004104

№ 0004143

№ 0004176

Коэфф. тр. 10000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

ПРОТОН-К ЦМ-05-А-1-234

Зав. № 94592614

Кл.т. 0,5S/1

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№427

Активная Реактивная

2

Ввод №2 10 кВ от ПС Красный Рог ф.1023

ТОЛ-10-1-2-У2

А № 50682

B № 1016

С № 50783 Коэфф. тр. 400/5

Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06-10У3

№ 0002480

№ 0002479

№ 0002478

Коэфф. тр. 10000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

ПРОТОН-К ЦМ-05-А-1-234

Зав. № 94591773

Кл.т. 0,5S/1

Активная Реактивная

3

Ввод №1 10кВ от ПС Почеп

ф.1018

ТПОЛ-10-У3

А № 6281

В № 6572 С № 6282 Коэфф. тр. 200/5

Кл.т. 0,5

ЗНОЛП-10У2

№ 269

№ 267

№ 283

Коэфф. тр. 10000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

ПРОТОН-К ЦМ-05-А-1-234

Зав. № 94500142

Кл.т. 0,5S/1

Активная Реактивная

4

Ввод №2 10кВ от ПС Почеп

ф.1014

ТПОЛ-10-У3

А № 4995

В № 6280 С № 6520 Коэфф. тр. 200/5

Кл.т. 0,5

ЗНОЛП-10У2

№ 0001340

№ 0001341

№ 0001297

Коэфф. тр. 10000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

ПРОТОН-К ЦМ-05-А-1-234

Зав. № 94592658

Кл.т. 0,5S/1

Активная Реактивная

Таблица 3

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер ИИК

COSф

§1(2)%, I1(2)— I изм< I 5 %

§5 %, I5 %— I изм< I 20 %

§20 %, I 20 %— I изм< I 100 %

§100 %, I100 %— I изм— I 120 %

1 - 4

ТТ-0,5; ТН-0,5;

Сч-0^

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,6

0,9

-

±2,7

±1,9

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,9

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,1

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,7

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электри-

ческой эне

ргии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер ИИК

COSф

§1(2)%,

I 2 %— I изм< I 5 %

§5 %, I5 %— I изм< I 20 %

§20 %, I 20 %— I изм< I 100 %

§100 %, I100 %— I изм— I 120 %

1 - 4

ТТ-0,5; ТН-0,5;

Сч-1

0,9

-

±7,1

±3,9

±2,9

0,8

-

±4,5

±2,5

±1,9

0,7

-

±3,7

±2,1

±1,7

0,5

-

±2,7

±1,6

±1,3

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

Примечания:

1. Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosq=1,0 нормируется от 1% а погрешность измерений 8ц2)<%р и 8i(2)<%q для cosq<1,0 нормируется от 12%

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 0,98-ином до 1,02-ином;

• сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cos <р 0,9 инд;

• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение питающей сети 0,9-Uhom до 1,1-Uhom,

• сила тока от 0,051ном до 1,21ном;

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °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 19832001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. 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:

• счетчик электроэнергии ПРОТОН-К - среднее время наработки на отказ не менее

90000 часов;

• УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

• ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 2 часа;

• для ИВК «ИКМ-Пирамида» Тв < 1 час;

• для УСВ-2 < 2 часа;

• 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, сервере ИВК «ИКМ-Пирамида», 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 ИВК «ИКМ-Пирамида» (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчик электроэнергии - время хранения данных в энергонезависимой памяти при отключении питания - не менее 10 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4

№ п/п

Наименование

Тип

Количество, шт.

1

2

3

4

1

Трансформатор тока

ТОЛ-10-1-2-У2 Гос. р. № 15128-07

6

2

Трансформатор тока

ТПОЛ-10-У3 Гос. р. № 1261-08

6

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-10У3 Гос. р. № 3344-08

6

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-10У2 Гос. р. № 23544-07

6

5

Счётчик электрической энергии

ПРОТОН-К ЦМ-05-А-1-234 Гос. р. № 35437-07

4

6

ИВК

ИВК «ИКМ-Пирамида» Гос. р. № 45270-10

1

7

Устройство синхронизации времени

УСВ-2 Гос. р. № 41681-10

1

8

GSM-коммуникатор

С-1.01

2

9

Модем GSM

Siemens MC35i

1

10

Источник бесперебойного питания

PowerCom WOW300

2

11

Методика поверки

МП 1272/446-2012

1

12

Паспорт - формуляр

ВЛСТ 859.00.000 ФО

1

13

Специализированное программное обеспечение

Пирамида 2000. АРМ: Энергетик

1

Пирамида 2000. Сервер

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1272/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Куриное царство - Брянск». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в апреле 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- ПРОТОН-К - по методике поверки ИСТА.003-00-00-00МП согласованной с ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2007 г.;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 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, диапазон измерений от минус - 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе: «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ЗАО «Куриное царство - Брянск».

Нормативные документы

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

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

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание