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

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

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 375 п. 04 от 29.05.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 46697
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ВАЭС» (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-ый уровень - информационно-вычислительные комплексы (ИИК), состоящие из трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторов напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчиков активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерений активной электроэнергии и по 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-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) НР ML570G3 АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени Garmin 35HVS, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и 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 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 поступает на верхний уровень АИИС КУЭ ОАО «Воронежская генерирующая компания» (АИИС ВГК-01 номер Госреестра № 32430-06), 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 от АИИС КУЭ ОАО «Воронежская генерирующая компания» на сервер БД АИИС КУЭ ОАО «ВАЭС», 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. Передача информации из АИИС КУЭ ОАО «ВАЭС» в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу

лист № 2 всего листов 7

TCP/IP. В качестве канала используется выделенный канал связи до сети провайдера Интернет с использованием технологии ADSL.

АИИС КУЭ ОАО «Воронежская генерирующая компания» имеет собственную систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков.

АИИС КУЭ ОАО «ВАЭС» имеет собственную СОЕВ, которая охватывает уровень ИВК. АИИС КУЭ ОАО «ВАЭС» оснащена устройством синхронизации системного времени на основе Garmin 35HVS, синхронизирующего время по сигналам времени, получаемым от GPS-приемника. Время сервера БД АИИС КУЭ ОАО «ВАЭС» синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в 30 минут, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и приёмника ±2 с. Погрешность системы обеспечения единого времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «ВАЭС» используется ПО «Альфа ЦЕНТР» версии 11, «Энфорс АСКУЭ» версии 2, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Альфа ЦЕНТР», «Энфорс АСКУЭ» 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», «Энфорс АСКУЭ».

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

1

2

3

4

5

6

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

программа-планировщик опроса и передачи данных

amrserver.exe

v.11.04.01

582b756b2098a6d abbe52eae57e3e2 39

MD5

драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

атгс.ехе

b3bf6e3e5100c06 8b9647d2f9bfde8 dd

драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

amra.exe

764bbe1ed87851a 0154dba8844f3bb 6b

драйвер работы с БД

cdbora2.dll

7dfc3b73d1d1f20 9cc4727c965a92f 3b

библиотека шифрования пароля счетчиков

encryptdll.dll

0939ce05295fbcb bba400eeae8d057 2c

библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess.dll

b8c331abb5e3444 4170eee9317d635 cd

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

ПО «Энфорс АСКУЭ»

Программа расчета вычисляемых показателей

calcformula.exe

2.2.22

ddceee3f7a1edf0 defa05b962e151 ac6

MD5

Программа пересчета суммарных показателей

dataproc.exe

a4ce90df6670eb 7e4e1d7bf967a0 6408

Программа администрирования и настройки

enfadmin.exe

585ee0f1be9b0c 187cf13ff8d9cfe 9ec

Программа просмотра событий сервера

enfc_log.exe

ef23dbcc712b12 a1710e60210631 233a

Программа автоматического подключения к СУБД

enflogon.exe

8031cd96685d9f 4520ecd3052492 6615

Программа просмотра событий счетчиков

ev_viewer.exe

5bda38dc4ce46c 5afbd5e2202200 8c65

Программа загрузки данных со счетчиков в СУБД

loaddata-fromtxt.exe

e610e25dcc78ae 485c10bdc3c065 156d

Программа формирования макетов 51070

newm51070.exe

f43a6124a35660 d035f4ba86bf93 61d8

Программа коррекции данных

newmedit.exe

40a70046778213 b62be41f2c654c a7fc

Программа просмотра данных

newopcon.exe

3d3669481937ae 560c8a2af8707d 2272

Программа формирования отчетов

newreports.exe

57071d307bc6a7 94eeafdee17c27a c99

Программа формирования макетов 80020

m80020.exe

d8fb54664c9d3d d8f959cfce7676a cf4

Программа просмотра данных

opcontrl.exe

ba25369a77db16 06b45b5504458e 0dd2

Программа просмотра данных

tradegr.exe

ae06d6e546c4ff0 0dacb1fca67bf7b bf

ПО «Энфорс АСКУЭ» сертифицировано в системе добровольной сертификации про-

граммного обеспечения средств измерений и информационно-измерительных систем и аппаратно-программных комплексов (Сертификат соответствия №06.0001.0352).

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-Центр», в состав которых входит ПО «Альфа Центр», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595-10.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

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

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «ВАЭС» и их основные метрологические характеристики

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1.1

ТЭЦ-2 филиал ОАО «Квадра» - ВРГ ГРУ 6,3 кВ I с.ш. яч. 2

ТПОЛ-10У3 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. №6508 Зав. №6510

НАМИТ-10УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. №0398

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №12030140

HP ProLiant ML570 G3

активная,

реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,2

1.2

ТЭЦ-2 филиал ОАО «Квадра» - ВРГ ГРУ 6,3 кВ I с.ш. яч. 3

ТПОЛ-10У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. №4994 Зав. №5010

НАМИТ-10УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. №0398

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №11033074

активная,

реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,2

1.3

ТЭЦ-2 филиал ОАО «Квадра» - ВРГ ГРУ 6,3 кВ I с.ш. яч. 6

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 44854 Зав. № 28625

НАМИТ-10УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. №0398

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №12030226

активная,

реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,2

1.4

ТЭЦ-2 филиал ОАО «Квадра» - ВРГ ГРУ 6,3 кВ I с.ш. яч. 24

ТПОЛ-10УЗ 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. №9117 Зав. №9116

НАМИТ-10УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100

Зав. №0397

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №12039190

активная,

реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,2

1.5

ТЭЦ-2 филиал ОАО «Квадра» - ВРГ ГРУ 6,3 кВ I с.ш. яч. 26

ТПОЛ-10УЗ

Кл.т. 0,5 1000/5

Зав. №9038

Зав. №9039

НАМИТ-10УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100

Зав. №0397

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №02042043

активная,

реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,2

1.6

ТЭЦ-2 филиал ОАО «Квадра» - ВРГ ГРУ 6,3 кВ I с.ш. яч. 33

ТПОЛ-10УЗ Кл.т. 0,5 600/5 Зав. №9119 Зав. №9118

НАМИТ-10УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100

Зав. №0397

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №12030137

активная,

реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,2

лист № 5 всего листов 7 Примечания:

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

2. В качестве характеристик 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 (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02 - 1,2) 1ном; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 °С до + 70 °С, для счетчиков от минус 40 до + 70 °С; для сервера от плюс 15 до +35 °С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05^ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +40 °С;

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

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном ОАО «ВАЭС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.

Надежность применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-   электросчётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее Т =

55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 168 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40595 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 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 электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- 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, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (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;

- Сервер АИИС - 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 «ВАЭС» 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

Регистрационный №

Кол-во, шт.

Трансформатор тока типа ТПОЛ-10

1261-59

12

Трансформатор напряжения типа НАМИТ-10 УХЛ2

16687-97

2

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.02.2

20175-01

6

Методика поверки

-

1

Формуляр

-

1

Руководство по эксплуатации

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 50023-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ВАЭС». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 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;

- СЭТ-4ТМ.02 - по документу «Счётчики активной и реактивной энергии электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1»;

Сведения о методах измерений

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

Нормативные документы

ОАО «ВАЭС»

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ Р 52323-2005

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»

«Трансформаторы тока. Общие технические условия»

«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

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии»

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