Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "КНАУФ ГИПС"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 814 п. 33 от 28.09.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 48268
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «КНАУФ ГИПС» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности в точках измерения ООО «КНАУФ ГИПС», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

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

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

- передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;

- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;

- 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 (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - информационно измерительный комплекс (ИИК) трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.

2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) счетчики электроэнергии, подключаются по интерфейсу RS-485 к устройству сбора и передачи данных (УСПД), выполненному на основе сетевого индустриального контроллера СИКОН С70 (№28822-05 в Государственном реестре средств измерений), в котором осуществляется первичная обработка параметров энергопотребления, вычислительные операции, накопление результатов за определенный период времени и передача информации на уровень ИВК.

На уровне ИВКЭ обеспечивается:

- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

- разграничение прав доступа к информации.

С уровня ИВКЭ на уровень ИВК информация передается через контроллер Сикон ТС65 по GSM-каналам (GSM 900/1800).

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения «Пирамида 2000» производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии», (№21906-11 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ (ИКМ Пирамида), устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (№41681-10 в Государственном реестре средств измерений) и автоматизированное рабочее место персонала (АРМ).

На уровне ИВК обеспечивается:

- автоматический регламентный сбор результатов измерений;

- автоматическое выполнение коррекции времени;

- сбор данных о состоянии средств измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;

- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;

- ведение нормативно-справочной информации;

- ведение «Журналов событий»;

- формирование отчетных документов;

- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;

- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

- диагностику работы технических средств и ПО;

- разграничение прав доступа к информации;

- измерение интервалов времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:

- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

- показатели режимов электропотребления;

- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;

- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.

Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые совместно с первичными напряжениями по провод-

Всего листов 10 ным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:

- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи поступает на входы УСПД Сикон С70, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя устройство УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. УСВ-2 осуществляет коррекцию показаний внутренних часов сервера и счетчиков. Коррекция показаний часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с показаниями часов УСВ-2 более чем на ±2 c.

Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика электрической энергии;

- испытательной коробки;

- сервера БД;

б) защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер.

Программное обеспечение

Прикладное программное обеспечение «Пирамида 2000» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - С, согласно МИ 3286-2010.

Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.

Лист № 4

Всего листов 10

Таблица 1 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО

Наименование

программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

1

2

3

4

5

программа автоматизированного сбора

SCPAuto.exe

1.0.0.0

514C0FAF

CRC32

программа синхронизации времени устройств и сервера

TimeSynchro.exe

1.0.0.0

C6BF2BDE

CRC32

программа планировщик заданий (расчеты)

Sheduler.exe

2.0.0.0

2967E90F

CRC32

программа организации канала связи сервера со счетчиками

SETRec.exe

1.0.2.0

51F6B96A

CRC32

программа драйвер работы сервера со счетчиками СЭТ 4-ТМ

SET4TM02.dll

1.0.0.6

7B5141F9

CRC32

драйвер синхронизации времени сервера со счетчиками СЭТ 4-ТМ

Set4TMSynchro.dll

1.0.0.0

3FDE906A

CRC32

Технические характеристики

Состав двух уровней ИК и основные метрологические характеристики ИК АИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 Метрологические характеристики и состав ИК АИИС КУЭ.

ИК

Наименование присоединения

Состав ИИК

УСПД

Вид электроэнергии

Метроло] характер И

гические эистики К

ТТ

ТН

Счетчик

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ЦРП, РУ-10 кВ яч.7 фид. 416

ТПОЛ-10 600/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 1261-08

ЗНОЛ-10 10000/100 к.т. 0,5; № Гос-реестра 33044-06

СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 27524-04

Сикон С70 № Г осрее-стра 28822-05

активная реактивная

±1,0

±1,8

±5,4

±4,7

2

ЦРП, РУ-10 кВ яч.8 фид. 143

ТПОЛ-10 600/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 1261-08

ЗНОЛ-10 10000/100 к.т. 0,5; № Гос-реестра 33044-06

СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 27524-04

активная реактивная

±1,0

±1,8

±5,4

±4,7

3

ЦРП, РУ-10 кВ яч.25 фид. 106

ТПОЛ-10 400/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 1261-08

ЗНОЛ-10 10000/100 к.т. 0,5; № Гос-реестра 33044-06

СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 27524-04

активная реактивная

±1,0

±1,8

±5,4

±4,7

4

ЦРП, РУ-10 кВ яч.26 фид. 102

ТПОЛ-10 300/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 1261-08

ЗНОЛ-10 10000/100 к.т. 0,5; № Гос-реестра 33044-06

СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 27524-04

активная реактивная

±1,0

±1,8

±5,4

±4,7

5

ЦРП, РУ-10 кВ яч.27 фид. 147

ТПОЛ-10 400/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 1261-08

ЗНОЛ-10 10000/100 к.т. 0,5; № Гос-реестра 33044-06

СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 27524-04

активная реактивная

±1,0

±1,8

±5,4

±4,7

6

ЦРП, РУ-10 кВ яч.28 фид. 148

ТПОЛ-10 300/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 1261-08

ЗНОЛ-10 10000/100 к.т. 0,5; № Гос-реестра 33044-06

СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 27524-04

активная реактивная

±1,0

±1,8

±5,4

±4,7

7

ТП-1 РУ-0,4 фид. 3

TAR 100/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 32875-12

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

ИК

Наименование присоединения

Состав ИИК

УСПД

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

ТП-1 РУ-0,4 фид. 20

TAR 100/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 32875-12

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

9

ТП-1 РУ-0,4 фид. 27

TAR 100/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 32875-12

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

10

ТП-2 РУ-0,4 фид. 4

ТА 400/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 35626-07

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

11

ТП-2 РУ-0,4 фид. 16

ТА 250/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 35626-07

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

Сикон С70 № Г осрее-

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

12

ТП-2 РУ-0,4 фид. 34

ТА 400/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 35626-07

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

стра 28822-05

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

13

ТП-4 РУ-0,4 фид. 18

ТА 250/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 35626-07

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

14

ТП-6 РУ-0,4 фид. 1

ТТИ-А 250/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 28139-07

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

15

ТП-6 РУ-0,4 фид. 2

ТТИ-А 300/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 28139-07

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

Сикон С70 № Г осрее-стра 28822-05

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

16

ТП-6 РУ-

ТТИ-А

-

СЭТ-

активная

±0,7

±5,3

0,4 фид. 3    400/5              4ТМ.03М            реактивная   ±1,5      ±4,6

ИК

Наименование присоединения

Состав ИИК

УСПД

Вид электроэнергии

Метроло] характер И

гические эистики К

ТТ

ТН

Счетчик

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

к.т. 0,5;

№ Г осреест-ра 28139-07

к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

17

ТП-6 РУ-0,4 фид. 4

ТТИ-А 250/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 28139-07

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

18

ТП-6 РУ-0,4 фид. 5

ТТИ-А 100/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 28139-07

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

19

ТП-6 РУ-0,4 фид. 6

ТТИ-А 100/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 28139-07

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

20

ТП-6 РУ-0,4 фид. 13

ТТИ-А 250/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 28139-07

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

21

ТП-6 РУ-0,4 фид. 14

ТТИ-А 300/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 28139-07

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

22

ТП-6 РУ-0,4 фид. 15

ТТИ-А 400/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 28139-07

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

Сикон С70 № Г осрее-стра 28822-05

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

23

ТП-6 РУ-0,4 фид. 16

ТТИ-А 250/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 28139-07

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

24

ТП-6 РУ-0,4 фид. 17

ТТИ-А 100/5 к.т. 0,5; № Г осреест-

-

СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-

активная реактивная

±0,7

±1,5

±5,3

±4,6

ИК

Наименование присоединения

Состав ИИК

УСПД

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ра 28139-07

ра 36697-08

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.

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

3. Нормальные условия:

• параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1 - 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;

• температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;

• относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

• индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия:

• параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,05 - 1,2) Ihom; 0,5 инд < cos9 < 0,8 емк;

• температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;

• относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха 30°С;

• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

• индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ 52323 в режиме измерения активной энергии;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Глубина хранения информации:

• счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств изме

рений - за весь срок эксплуатации системы.

7. Надежность применяемых в системе компонентов:

• счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее

140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

• сервер - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов среднее время

восстановления работоспособности 1 час.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на верхнюю часть титульного листа инструкции по эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ принтером.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.

Таблица 3 Комплект поставки средства измерений

Наименование изделия

Кол-во шт.

Примечание

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03

6

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

18

Трансформатор тока ТПОЛ-10

12

Трансформатор тока TAR

9

Трансформатор тока ТА

12

Трансформатор тока ТТИ-А

33

Трансформатор напряжения ЗНОЛ-10

6

Сикон С70

5

Контроллер Сикон ТС65

5

Сервер ИКМ Пирамида

1

Устройство синхронизации времени УСВ-2

1

Модем iRZ MC52iT

5

Специализированное программное обеспечение «Пирамида 2000»

1

Методика поверки 072-12040054-1-00.МП

1

Инструкция по эксплуатации 072-12040054-1-00.ИЭ

1

Паспорт 072-12040054-1-00.ПС

1

Поверка

Осуществляется в соответствии с документом 072-12040054-1-00.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «КНАУФ ГИПС» Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 28.08.2012 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;

- счетчики электрической энергии по ГОСТ 8.584-04.

Сведения о методах измерений

Метод измерений описан в методике измерений 072-12040054-1-00.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.

Нормативные документы

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

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание