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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Каменская БКФ"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 2071 п. 74 от 19.12.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каменская БКФ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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 (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 30206-94 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 (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер, GSM-модем, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

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 мин.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М передается посредством GSM-коммуникаторов C-1.02 по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ. Сервер ИВК осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС», региональные филиалы ОАО «СО ЕЭС» (РДУ) и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется от ИВК АИИС КУЭ по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложе-

Лист № 2

Всего листов 9 нием 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и уровень ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC(SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера ИВК с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью модуля ПО «Альфа ЦЕНТР» (AC_T) с использованием протокола NTP версии 4.0 в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу каждые 30 мин, коррекция часов осуществляется при наличии расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков с сервером ИВК производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчика выполняется автоматически при расхождении с часами сервера на величину ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Каменская БКФ» используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Аль-фаЦЕНТР».

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 «Альфа ЦЕНТР»

Программа - планировщик опроса и передачи данных

Amrserver.exe

11.05.01

09148bc6b5707b28e0 8e6bc260843963

MD5

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

Amrc.exe

05dd5a0ccf85a15cb4c 47677e7c2fbac

Драйвер автоматического опроса счетчиков и У СПД

Атга.ехе

aeefde21a81569abec9 6d8cb4cd3507b

Драйвер работы с БД

Cdbora2.dll

7db1e4173056a92e73

3efccfc56bc99e

Библиотека шифрования пароля счетчиков

Encryptdll.dll

0939ce05295fbcbbba4 00eeae8d0572c

Библиотека сообщений планировщика опросов

Alphamess.dll

b8c331abb5e3444417 0eee9317d635cd

Комплексы измерительно-вычислительные для учёта электрической энергии «АльфаЦЕНТР» внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным номером № 44595-10.

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 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.

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

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

Технические характеристики

Состав 1-го, 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Каменская БКФ» и их ос-

новные метрологические характеристики

Но

мер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ф. «ФАК-1» яч. №25

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 800/5 Зав. № 3996 Зав. № 8933

НТМИ-10-66У3

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1968

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108071236

НР Proliant D L380G7 E Зав.№ CZ2137051R

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,6

2

ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ф. «ОС-1» яч. №5

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 0920 Зав. № 1219

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108071187

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,6

3

ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ф. «ФАК-2» яч. №18

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 800/5 Зав. № 7685 Зав. № 7369

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 327

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108071225

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,6

4

ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ф. «ОС-2» яч. №6

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 4965 Зав. № 8885

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108072085

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,6

5

Каменская ПК, ОРУ-10 кВ, ПКУ-10 кВ

ВЛЗ-1, ф. «ЛЭП-1» ТС-1

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 54351 Зав. № 54093 Зав. № 54091

ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 03470-12 Зав. № 03471-12 Зав. № 03472-12

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803120350

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,9

6

Каменская ПК, ОРУ-10 кВ, ПКУ-10 кВ ВЛЗ-2, ф. «ЛЭП-2» ТС-2

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 55369 Зав. № 55367 Зав. № 55373

ЗНОЛП-10

Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 2006253 Зав. № 2006254 Зав. № 2006185

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0807125233

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,9

7

ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ф. «ЦКП-1» яч. №35

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5

Зав. № 23769-13 Зав. № 25077-13 Зав. № 24965-13

НТМИ-10-66У3

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1968

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804130737

Активная

Реактивная

±0,9

±1,6

±1,6

±2,9

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ф. «ЦКП-3» яч. №33

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Зав. № 25424-13 Зав. № 25423-13 Зав. № 25425-13

НТМИ-10-66У3

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1968

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804130703

НР Proliant D L380G7 E Зав.№

CZ2137051R

Активная

Реактивная

±0,9

±1,6

±1,6

±2,9

9

ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ф. «ЦКП-2» яч. №38

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Зав. № 24842-13 Зав. № 23854-13 Зав. № 23855-13

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 327

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0807125635

Активная

Реактивная

±1,0

±1,8

±2,4

±4,4

10

ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ф. «ЦКП-4» яч. №40

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Зав. № 25374-13 Зав. № 25375-13 Зав. № 24830-13

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0807125699

Активная

Реактивная

±1,0

±1,8

±2,4

±4,4

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 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; ча

стота (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающей среды: (23±2) °С.

5 Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) U н1; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2) I н1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 50 °С;

- относительная влажность воздуха не более 98 % при 35 °С;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) U н2; диапазон силы

вторичного тока (0,01 - 1,2) I н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;

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

- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 60 °С;

- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 25 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

6 Погрешность в рабочих условиях указана для 2(5)% 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 5 °С до плюс 35 °С.

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

8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный

информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 89 600 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе

ребойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью выделенного канала связи сети Интернет по электронной почте или с помощью сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения на счетчике;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера.

-   защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений;

- 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;

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

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каменская БКФ» типографским способом.

Комплектность

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

Тип

Г осреестра

Количество

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-05

8

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

15128-07

6

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

12

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66 У3

831-69

1

Трансформаторы напряжения антирезо-нансные трехфазные

НАМИ-10-95УХЛ2

20186-00

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-10

35956-07

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-10

23544-07

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03.01

27524-04

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

6

Методика поверки

_

_

1

Формуляр

_

_

1

Руководство по эксплуатации

_

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 59440-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каменская БКФ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато

ры тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс

форматоры напряжения. Методика поверки»;

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

- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе

ния цепей. Методика выполнения измерений»;

Лист № 8

Всего листов 9

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

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

- 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 счетчи

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Каменская БКФ», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные документы

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

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

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание