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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Квадра-Энергосбыт" по объекту ООО "Воронежская ТСК"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1635 п. 33 от 20.10.2014
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 «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, хранения и обработки данных об измерениях активной и реактивной электроэнергии, полученных от смежных АИИС КУЭ, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы 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 соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи поступает на СБД. СБД при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и последующую передачу информации всем заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Обмен данными между АИИС КУЭ утвержденного типа, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде, и АИИС КУЭ ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК» производится по электронной почте через сеть Internet в виде макетов XML формата.

Наименования смежных АИИС КУЭ, с которыми взаимодействует АИИС КУЭ ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК», приведены в Таблице 1.

Таблица 1

Номер

Наименование средств измерений утвержденного типа

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде

1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ГМС Насосы»

46352-10

2

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого    учета    электроэнергии    (мощности)

(АИИС КУЭ) ОАО «Ливнынасос»

46526-11

Передача информации от СБД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной подписи субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «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 включает в себя часы счетчиков, часы СБД и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов СБД с УСВ осуществляется один раз в час. Корректировка часов СБД осуществляется один раз в час независимо от величины расхождения показания часов СБД и УСВ.

Сравнение показаний часов счетчиков и СБД происходит один раз в сутки, корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и СБД более ±1 с.

Журналы событий счетчиков и СБД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 268, указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК».

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», метрологически значимая часть которого указана в таблице 2. 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». Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

e55712d0b1b219065d63 da949114dae4

Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

c3 91 d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 3.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 4. Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.

Таблица 3 — Состав ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование точки измерений

Состав ИК

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

1

Котельная № 1, РУ-6 кВ, яч. 3

ТПЛК-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 2306-05

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 16687-97

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07

IBM System x3250 M5

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Активная

Реактивная

2

Котельная № 1, РУ-6 кВ, яч. 8

ТПЛК-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 2306-05

НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07

Активная

Реактивная

3

Котельная № 2, РУ-6 кВ № 2, яч. 5

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 16687-97

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07

Активная

Реактивная

4

Котельная № 2, РУ-6 кВ № 2, яч. 8

ТЛП-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 30709-11

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07

Активная

Реактивная

5

Котельная № 2, РУ-6 кВ № 2, яч. 3

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59

НАМИТ-10 кл.т.0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 16687-97

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07

Активная

Реактивная

Примечания:

1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

2. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа.

3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

4. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, %

I1(2)< I изм< I 5 %

I5 %< I изм< I 20 %

I 20 %< I изм< I 100 %

I100 %< I изм< I 120 %

1

2

3

4

5

6

1-3, 5

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,58)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,6

0,9

-

±2,7

±1,9

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,9

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,1

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,7

Продолжение таблицы 4

1

2

3

4

5

6

4

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

±2,4

±1,7

±1,6

±1,6

0,9

±2,8

±1,9

±1,7

±1,7

0,8

±3,3

±2,2

±1,9

±1,9

0,7

±3,9

±2,5

±2,1

±2,1

0,5

±5,6

±3,4

±2,7

±2,7

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, %

I1(2)< I изм< I 5 %

I5 %< I изм< I 20 %

I 20 %< I изм< I 100 %

I100 %< I изм< I 120 %

1-3, 5

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,9

-

±7,2

±4,0

±3,1

0,8

-

±5,2

±3,1

±2,6

0,7

-

±4,3

±2,7

±2,3

0,5

-

±3,5

±2,3

±2,1

4

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,9

±6,7

±5,0

±4,2

±4,2

0,8

±6,6

±4,3

±3,8

±3,8

0,7

±6,6

±4,0

±3,6

±3,6

0,5

±6,6

±3,7

±3,4

±3,4

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИ условиях относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с.

С КУЭ в рабочих

Примечания:

1 Погрешность измерений 51(2)%р и 5i(2)%q для cosф=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%р и 5i(2)%q для созф<1,0 нормируется от 12%.

2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3 В качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

5

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином

ток, % от !ном

для ИК № 4

для остальных ИК

коэффициент мощности cosф частота, Г ц

температура окружающей среды, °С

от 98 до 102

от 1 до 120 от 5 до 120

0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от I юм для ИК № 4 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Г ц

от 90 до 110

от 1 до 120

от 5 до 120

от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4

Продолжение таблицы 5

1

2

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С

от +5 до +35

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от +5 до +35

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +21 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

40

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

- защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика и сервера следующих событий:

- фактов параметрирования;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений;

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 — Комплектность АИИС

КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

Трансформатор тока

ТПЛК-10

4

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

4

Трансформатор тока

ТЛП-10

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

1

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

5

Сервер

IBM System x3250 M5

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.268 ПФ

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) и входящих в группу точек поставки на ОРЭМ и являющихся группой малых присоединений измерительных комплексов (ИК) ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.34.2014.18716.

Нормативные документы

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

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

Развернуть полное описание