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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энерготрейдинг"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1803 п. 50 от 12.11.2014
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) ООО «Энерготрейдинг» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах АИИС КУЭ.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ на базе «ИКМ-Пирамида», сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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 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.

Счетчики передают информацию по линиям связи на сервер (ИВК) АИИС КУЭ ООО «Энерготрейдинг», а так же на сервера сбора данных смежных субъектов: ОАО «Тамбовская энергосбытовая компания» и ОАО «Мордовская энергосбытовая компания». Передача данных осуществляется с помощью GSM-стандарта мобильной связи. Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения на сервере. На сервер данные поступают по основным каналам связи (существующая сеть мобильной связи стандарта GSM).

Основным способом сбора информации является прямой опрос счетчиков сервером баз данных ИВК. Сбор информации от счетчиков осуществляется по каналам связи сервером

баз данных ИВК. Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения, которое функционирует на сервере ИВК.

Резервным способом сбора информации от счетчиков является обмен данным с серверами смежных субъектов:

- ОАО «Тамбовская энергосбытовая компания» (ИК №№ 1-3)

- ОАО «Мордовская энергосбытовая компания» (ИК № 4)

Данные передаются в формате 80020

В сервере ИВК осуществляется хранение, обработка и предоставление на АРМ по локальной сети предприятия собранной информации, а также дальнейшая ретрансляция по существующим каналам связи в заинтересованные организации.

Результаты измерений, подписанные электронно-цифровой подписью (ЭЦП), передаются с сервера БД в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0 в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ и смежным субъектам ОРЭ

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-1 (госреестр № 28716-05) на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов сервера БД с часами УСВ-1 происходит каждую секунду, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью один раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ± 1 с (программируемый параметр).

СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже ± 5,0 с.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО "Пирамида 2000", в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО "Пирамида 2000" 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 "Пирамида 2000".

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.

Идентификационное наименование ПО

Наименование программного модуля(идентификационное наименование ПО)

Наименование файла

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

6

ПО «Пирамида 2000»

Метрологический модуль

Metrology .dll

Версия 1.0.0.0

52e28d7b60879 9bb3ccea41b54 8d2c83

MD5

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

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав 1-го уровня и метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Наименование объекта учета

Состав 1-го уровня

КТТ •Ктн •Ксч

Наименование измеряемой величины

Вид энергии

Метрологические характеристики

Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, № Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

Основная Погрешность ИК,

I 0/

± %

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации,

I 0/

± %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ПС 110/35/6 кВ "Соседка", ОРУ - 110 кВ Вл - 110 кВ "Соседка - Левая"

ТТ

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 4462-74

А

ТВ-110/20

2936/1

О о о сч СП

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,7

3,5

В

ТВ-110/20

2936/2

С

ТВ-110/20

2936/3

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 110000/v3/100/v3 № 14205-05

А

НКФ-110-57

931569

В

НКФ-110-57

1068435

С

НКФ-110-57

1068526

Счетчик

Кт = 0.5S/1.0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

0108050036

2

ПС 110/35/6 кВ "Соседка", ОРУ - 110 кВ ВЛ - 110 кВ "Соседка - Правая"

ТТ

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 4462-74

А

ТВ-110/20

3343/1

О о о сч СП

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

0,9

2,0

5,4

2,7

В

ТВ-110/20

3343/2

С

ТВ-110/20

3343/3

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 110000/v3/100/v3 № 24218-03

А

НАМИ-110 УХЛ1

1773

В

НАМИ-110 УХЛ1

1419

С

НАМИ-110 УХЛ1

1410

Счетчик

Кт = 0.5S/1.0

Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

0108050044

3

ПС 110/35/6 кВ "Соседка", ОРУ - 110 кВ, СОВ 110 кВ

ТТ

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 4462-74

А

ТВ-110/20

2942/1

о о о сч ГП

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,7

3,5

В

ТВ-110/20

2942/2

С

ТВ-110/20

2942/3

ТН-1

Кт = 0,5 Ктн = 110000/v3/100/v3 № 14205-05

А

НКФ-110-57

931569

В

НКФ-110-57

1068435

С

НКФ-110-57

1068526

ТН-2

Кт = 0,2 Ктн = 110000/v3/100/v3 № 24218-03

А

НАМИ-110 УХЛ1

1773

В

НАМИ-110 УХЛ1

1419

С

НАМИ-110 УХЛ1

1410

Счетчик

Кт = 0.5S/1.0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

0108050073

ф-

ПС 110/35/10 кВ " Беднодемьяновск", ОРУ - 35 кВ, 1 с.ш., ВЛ - 35 кВ "Беднодемьяновск - Ачадово"

Счетчик

TH

ТТ

Kt = 0,5S/1,0 Кеч = 1 № 27524-04

Кт = 0,5 Ктн = 35000/v3/100/v3 № 912-70

Кт = 0,5 Ктт= 100/5 № 3690-73

СЭТ-4ТМ.03.01

О

Cd

>

О

Cd

>

|    3HOM-35-65 У1

|    3HOM-35-65 У1

|    3HOM-35-65 У1

| ТФЗМ-35А-У1

| ТФЗМ-35А-У1

04050349

|      1134562

|      1149720

|      1149718

|        14613

|       38310

7000

Энергия активная, W?

Энергия реактивная, WQ

Активная Реактивная

Лист № 5

Всего листов 9

Примечания:

1. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± 6 %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (мпф=0,87), токе ТТ, равном 5 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 5 °С до 35 °С .

2. Нормальные условия:

- параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока (1,0 -1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 60°С до 60°С; счетчиков: в части активной энергии (23±2) °С, в части реактивной энергии (23±2) °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

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

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.3

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до 65 °С;

- относительная влажность воздуха (40-60) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

- температура окружающего воздуха от 15 °С до 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа

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

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М - не менее 140 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 41000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- журналах событий счетчика фиксируются факты:

- попытка несанкционированного доступа;

- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- перерывы питания

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- ИВК.

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:

- пароль на счетчике;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к

измерительным данным для различных групп пользователей;

- ИВК

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не менее 35 суток;

- ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энерготрейдинг» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование (обозначение) изделия

Кол. (шт.)

1

2

Трансформаторы тока ТВ-110/20

9 шт.

Трансформаторы тока ТФЗМ-35А-У1

2 шт.

Трансформаторы напряжения НКФ-110-57

3 шт.

Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ1

3 шт.

Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-65 У1

3 шт.

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный СЭТ-4ТМ.03.01

4 шт.

Устройство синхронизации системного времени УСВ-1

1 шт.

АРМ оператора

1 шт.

Методика поверки

1 шт.

Формуляр 07.2014. Энерготрейдинг-УА. ФО-ПС

1 шт.

Технорабочий проект 07.2014.Энерготрейдинг-УА.ТРП

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 59031-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энерготрейдинг». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2014 года.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411152.124 ЕЭ1, являющейся

приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем 1'ЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 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 «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энерготрейдинг». Технорабочий проект 6.2014.ПФК-АУ.ТРП».

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энерготрейдинг»

ГОСТ 22261-94

«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ 34.601-90

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ Р 8.596-2002

«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание