Система автоматизированная информационно-измерительная комерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Электросигнал". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная комерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Электросигнал"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 408 п. 01 от 06.06.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 46809
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Электросигнал» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, по ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 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 - устройство сбора и передачи данных на базе RTU-325 (далее - УСПД), устройство синхронизации времени Garmin 35HVS и каналообразующая аппаратура.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

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 мин.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД RTU-325, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В качестве резервного канала используется канал на основе GSM связи. По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по проводным каналам связи, где выполняется дальнейшая обработка измери-

тельной информации: формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации со второго уровня в ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ, энергосбытовую компанию осуществляется по коммутируемому каналу связи.

Передача информации (коммерческие данные) от энергосбытовой компании в заинтересованные организации (ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ) осуществляется с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка. В качестве канала используется выделенный канал связи до сети провайдера Интернет с использованием технологии ADSL.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) Garmin 35HVS. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД, установленного на РП-1 6 кВ ОАО «Электросигнал», сличение часов УСПД и времени GPS осуществляется не реже чем 1 раз в 30 мин, коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени GPS более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Электросигнал» используется ПО «Альфа ЦЕНТР», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО «Альфа ЦЕНТР» 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 «Альфа ЦЕНТР».

Таблица 1 — Метрологические значимые модули ПО

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Аль-фаЦЕНТР»

программа-планировщик опроса и передачи данных

amrserver.exe

v.4.07.01.0

2

61e36a6bfc9fe3b65 1e897077ab985ca

MD5

драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

атгс.ехе

aa7508bdbb4341c9 a4a1 afdad488a789

драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

amra.exe

9683d0a60ec5754b

441fc6623d8b703c

ПО «Аль-фаЦЕНТР»

драйвер работы с БД

cdbora2.dll

v.

4.07.01.02

5f7bed5660c061fc8 98523478273176c

MD5

библиотека шифрования пароля счетчиков

encryptdll.dll

0939ce05295fbcbb

ba400eeae8d0572c

библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess.dll

b8c331abb5e34444

170eee9317d635cd

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-Центр», в состав которых входит ПО «Альфа ЦЕНТР», внесены в Госреестр СИ РФ № 4459510.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа ЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа ЦЕНТР».

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК 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 измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

_______Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики_____

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.1

РП-2 6 кВ ф.208 яч.7 ОАО

ТПОЛ-10У3 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 126137

Зав. № 9475

НАМИТ-10-1 6000/100

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т.

0,5S/1,0

Зав. № 110061182

активная

±1,2

±3,3

«Электросигнал»

Кл. т. 0,5 Зав. №0102

реактивная

±2,8

±5,2

РП-2 6 кВ ф. 407 яч.12 ОАО «Электросигнал»

ТПОЛ-10У3 600/5

НТМК-6-У4

СЭТ-4ТМ.03.01

актив-

±1,2

±3,3

1.2

Кл. т. 0,5

6000/100

Кл. т.

ная

Зав. № 2305 Зав. № 27905

Кл. т. 0,5

Зав. №80

0,5S/1,0 Зав. № 110061236

RTU325-E1-512-M3-B4-Q-i2-G Зав.

№002168

реактивная

±2,8

±5,7

1.3

РП-1 ф.305 яч.14 ОАО

ТПОЛ-10УЗ 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 21837 Зав. № 21585

НТМК-6-У4 6000/100

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т.

активная

±1,2

±3,3

«Электросигнал»

Кл. т. 0,5

Зав. № 478

0,5S/1,0 Зав. № 110063162

реактивная

±2,8

±5,7

1.4

РП-1 ф.108 яч.9 ОАО

ТПОЛ-10УЗ 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 9716 Зав. № 9718

НТМК-6-У4 6000/100

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т.

активная

±1,2

±3,3

«Электросигнал»

Кл. т. 0,5 Зав. №509

0,5S/1,0 Зав. № 110065100

реактивная

±2,8

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.5

ТП-1 яч.9 ОАО «Электросигнал»

ТПОЛ-10УЗ 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 20180 Зав. № 20245

НТМК-6-У4 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 4277

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 110065101

RTU325-E1-512-M3-B4-Q-i2-G Зав.

№002168

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

1.8

РП-2 6 кВ яч.3 ОАО «Электросигнал»

ТПЛ-10У3 150/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 61758 Зав. № 6476

НАМИТ-10-1 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №0102

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 010807142 9

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

1.9

РП-2 6 кВ яч.4 ОАО «Электросигнал»

ТПЛ-10У3 150/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 6519 Зав. № 61738

НАМИТ-10-1 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №0102

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0108074 032

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

1.10

РП-2 6 кВ яч.5 ОАО «Электросигнал»

ТПЛ-10У3 150/5 Кл. т. 0,5 Зав. №1874 Зав. №2469

НАМИТ-10-1 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №0102

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0108074 727

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

1.11

РП-2 6 кВ яч.16 ОАО «Электросигнал»

ТПЛ-10У3 150/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 40521 Зав. № 40585

НТМК-6-У4 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 80

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 010807470 1

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

1.12

РП-2 6 кВ яч.17 ОАО «Электросигнал»

ТПЛ-10У3 150/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 40548 Зав. № 40582

НТМК-6-У4 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 80

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0108072 358

RTU325-E1-512-M3-B4-Q-i2-G Зав.

№002168

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

1.13

РП-2 6 кВ яч.18 ОАО «Электросигнал»

ТПЛ-10У3 150/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 40569 Зав. № 2117

НТМК-6-У4 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 80

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 010807407 3

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

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

3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4. Нормальные условия:

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

- температура окружающей среды: (20±5) °С.

5. Рабочие условия эксплуатации:

- параметры сети для ИК: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50°С; счетчиков - от минус 40 °С до + 60 °С; УСПД - от минус 10 °С до + 50 °С; ИВК - от + 10 °С до + 25 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

6. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10 °С до + 40 °С;

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83.

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником оборудования порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни

ка 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.

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекция часов счетчиков и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- ИВК.

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчиков;

- УСПД;

- ИВК.

Возможность корректировки часов в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Электросигнал» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество

Трансформаторы тока ТПОЛ-10 У3 (Госреестр № 1261-08)

10 шт.

Трансформаторы тока ТПЛ-10 У3 (Госреестр № 1276-59)

12 шт.

Трансформаторы напряжения НАМИТ-10-1 (Госреестр № 16687-07)

1 шт.

Трансформаторы напряжения НТМК-6-У4 (Госреестр № 323-49)

4 шт.

Счетчик СЭТ-4ТМ.03.01 (Госреестр № 27524-04)

11 шт.

Методика поверки

1 шт.

Формуляр

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 50114-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Электросигнал». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» в мае 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

• СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ;

• Устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 - по документу ДЯИМ.466215.005 МП;

• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Электросигнал».

Нормативные документы

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.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

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

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".

Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Электросигнал».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание