Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ЗАО "Чувашкабельмет". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ЗАО "Чувашкабельмет"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 3042 от 27.06.11 п.28
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 42992
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 22261-94, ГОСТ 26035-83
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ЗАО «Чувашкабельмет» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ЗАО «Чувашкабельмет», сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов на оптовом рынке электроэнергии.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие функции:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодически (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к

е диному календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии 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

н есанкционированного 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 - ИИК выполняет функцию автоматического проведения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности на объекте ЗАО «Чувашкабельмет» по одному из присоединений («точек измерений»).

Между ИИК и ИВК организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК.

2-й уровень - цифровой сигнал с выходов счетчиков передается при помощи GSM модемов на сервер ИВК Центра сбора данных.

Сервер ИВК Центра сбора данных выполняет следующие функции:

- сбор информации об электропотреблении от счетчиков АИИС КУЭ с помощью комплекса информационно-вычислительного ИКМ-Пирамида (прикладное программное обеспечение (ПО) ИКМ-Пирамида);

- хранение принятой информации и предоставление ее пользователям;

- корректировку собственного времени и времени счетчиков по источнику точного времени (ntp1.vniiftri.ru);

- формирование файлов экспорта данных для передачи их в Филиал ОАО «МРСК-Волги» -«Чувашэнерго» и другим заинтересованным субъектам.

Программное обеспечение

Прикладное программное обеспечение ИКМ-Пирамида 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.

Таблица 1

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

программа автоматизированного сбора

SCPAuto.exe

1.0.0.0

4CA0C4A5

CRC32

программа синхронизации времени устройств и сервера

TimeSynchro.exe

801460BC

CRC32

программа планировщик заданий (расчеты)

Sheduler.exe

2.0.0.0

20162E30

CRC32

программа организации канала связи сервера со счетчиками

SETRec.exe

1.0.2.0

720E90F6

CRC32

программа драйвер работы сервера со счетчиками СЭТ 4-ТМ

SET4TM02.dll

1.0.0.6

5BB4F727

CRC32

драйвер синхронизации времени сервера со счетчиками СЭТ 4-ТМ

Set4TMSynchro.dll

1D69D8A3

CRC32

Первичные фазные 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 микро процессоре 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 вычисляется как интеграл времени от средней за период мощности 0,02 с для интервалов времени 30 мин.

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

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, включающей в себя приемник сигналов точного времени от системы обеспечения точного времени по протоколу NTP v3, v4 сервера Федерального государственного унитарного предриятия "Всероссийский научноисследовательский институт физикотехнических и радиотехнических измерений" Государственного эталона времени и частоты (ГЭВЧ) тайм сервера stratum 1 и stratum 2 с именем «ntp1.vniiftri.ru». Сличение времени счетчиков электрической энергии с временем на сервере один раз в сутки, корректировка времени счетчиков электрической энергии при расхождении ±2 с. Погрешность времени из-за задержек в линиях связи не превышает 0,2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

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

Уровень ИВК обеспечивает:

- сбор информации от счетчиков;

- математическую обработку данных и их архивирование;

- хранение информации в базе данных для автоматизированных рабочих мест пользователей АИИС;

- доступ к информации и ее репликацию для взаимодействия с внешними информационными системами.

ИВК состоит из АРМа, который также является и сервером баз данных АИИС КУЭ, и аппаратуры приема-передачи данных (GSM модем).

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows XP. На АРМ также установлен ПО ИКМ-Пирамида.

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 электроэнергии за любой контролируемый интервал времени.

Технические характеристики

Основные метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.Таблица 2

№ № иик

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИИК

ТТ

ТН

Счетчик

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

1.

ПС 110/35/10 кВ «Вурнары» яч.12

ТПЛ-СЭЩ-10 зав № 02654-10 зав № 02650-10 100/5; к.т. 0,5 № госреестра 38202-08

НТМИ-10-66 10000/100 зав №5622; к.т. 0,5 № госреестра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01 зав№0811100314 к.т. 0.5S/1,0 № госреестре 36697-08

активная реактивная

±5,4

±4,6

±5,6

±4,9

2.

ПС 110/35/10 кВ «Вурнары» яч.32

ТПЛ-СЭЩ-10 зав № 02655-10 зав № 02651-10 100/5; к.т. 0,5 № госреестра 38202-08

НТМИ-10-66 10000/100 зав №2676 к.т. 0,5 № госреестра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01 зав№0811100195 к.т. 0.5S/1,0 № госреестре 36697-08

активная реактивная

±5,4

±4,6

±5,6

±4,9

Абсолютная среднесуточная погрешность измерения времени с учетом задержки в линиях связи ±5 с.

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) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;

• Температура окружающей среды (15 - 25) °С.

4. Рабочие условия:

• Параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном, cos9 = 0,8 инд.;

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной энергии;

6. Надежность системных решений:

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - рынка электроэнергии по электронной почте;

Регистрация событий:

• в журнале событий счетчика:

о параметрирования;

о пропадания напряжения;

о коррекции времени в счетчике;

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

о счетчика электрической энергии;

о промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

о испытательной коробки;

о сервера;

• защита информации на программном уровне:

о результатов измерений;

о установка пароля на счетчик;

о установка пароля на сервер;

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 измерений - за весь срок эксплуатации системы.

7. Надежность применяемых в системе компонентов:

• Счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.

• Сервер - среднее время наработки на отказ не менее 60000 часов среднее время восстановления работоспособности 1 час.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия и документация, указанные в табл.3:

Таблица 3

Наименование изделия

Кол-во шт.

Примечание

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.01

2

Трансформатор тока ТПЛ-СЭЩ-10

4

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66

2

Сервер Athlon 11 X2 250 (AMD) SAM3(M4N68T-M)

1

Модем iRZ MC52i-485GI

1

Модем Модем iRZ MC52iT

1

Комплекс информационно-вычислительный ИКМ-Пирамида

1

Методика поверки ЭПС 2011.3 РД-11-10.01.00.МП

1

Инструкция по эксплуатации ЭПС 2011.3РД-10.03 ЭСУ.РЭ

1

Поверка

осуществляется по документу ЭПС 2011.3 РД-11-10.01.000.МП "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ЗАО «Чувашкабельмет. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Марийский ЦСМ» 29.03.2011 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;

- устройство синхронизации времени УСВ-1 по методике поверки ВЛСТ 21.00.000МП».

Сведения о методах измерений

Метод измерений описан в методике измерений ЭПС 2011.3РД-10. 02. 000. МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.

Нормативные документы

ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»;

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»;

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

ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия»;

ГОСТ 52323-05 «Статические счетчики активной энергии переменного тока классов точности 0,2 S и 0,5 S»;

ГОСТ 52425-05 «Статические счетчики реактивной энергии»;

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

ЭПС 2011.3РД-10. 02. 000. МП. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии мощности ЗАО «Чувашкабельмет». Методика поверки»;

МИ 2845-2003 «ГСИ. Трансформаторы напряжения 6/^3 ... 35 кВ измерительные. Методика периодической поверки на месте эксплуатации».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций (коммерческого учета электрической энергии и мощности).

Развернуть полное описание