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

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

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КЗ Гулькевичский» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс точки измерений (ИИК ТИ), включающий измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональный счетчик активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчик), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ООО «КЗ Гулькевичский» (далее по тексту - сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому 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 организации-участники ОРЭМ;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);

-    сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков.

Принцип действия

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. 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.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВтч, Q, кварч) передаются в целых числах.

Сервер АИИС КУЭ с периодичностью один раз в сутки, по GSM-каналу, опрашивает счетчики и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.

Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-3, к которому подключен ГЛОНАСС/GPS-приемник. УСВ УСВ-3 (Госреестр № 51644-12) осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 .

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Идентиф икационное наименование ПО

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

MD5

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

MD5

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

MD5

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

MD5

ParseBin.dll

3

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

MD5

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

MD5

ParseModbus.dll

3

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

MD5

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

MD5

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

MD5

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

MD5

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав ИИ

К АИИС КУЭ

Наименование

Состав ИИК АИИС КУЭ

Вид элек

ИИК

объекта

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

троэнергии

1

ПС «ЖБШ» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 3

ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 8333 Зав. № 80011 Госреестр № 1856-63

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 0796 Госреестр № 16687-02

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0804113952 Госреестр № 36697-08

»й

и

к

с

ч

к

в

е

к

ь

л

у

Г

00

К«

О

О

О

а

е

в

р

е

С

Активная

Реактивная

2

РП (6 кВ) ООО «КЗ Г улькевич-ский», РУ-6 кВ, яч. 3

ТОЛ-10 кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 2428 Зав. № 45358 Госреестр № 7069-79

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2711 Госреестр № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0805110930 Госреестр № 36697-08

Активная

Реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

АИИС КУЭ (S), %

S1(2) %,

I1(2)£ I изм< I 5 %

S5 %,

I5 %£ I изм< I 20 %

S20 %,

I 20 %£ I изм< I 100 %

S100 %,

I100 %£ I изм£ I 120 %

1 - 2

ТТ - 0,5;

ТН - 0,5; Счетчик - 0,5S

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

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

(S), %

S1(2)%,

I 2 %£ I изм< I 5 %

S5 %,

I5 %£ I изм< I 20 %

S20 %■,

I 20 %£ I изм< I 100 %

S100 %■,

I100 %£ I изм£ I 120 %

1 - 2

ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0

0,9

-

±7,3

±4,8

±4,2

0,8

-

±5,6

±4,1

±3,8

0,7

-

±4,9

±3,8

±3,6

0,5

-

±4,2

±3,5

±3,4

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1.    Погрешность измерений 8i(2)%p и 8i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений Si(2)%p и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

4.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение от 0,98Ином до 1,02Ином;

-    сила тока от 1ном до 1,21ном, cosj=0,9 инд;

-    температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение переменного тока питающей сети 0,9Ином до 1,1-ином,

-    сила переменного тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном; температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 52425-2005;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчика электроэнергии и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов;

-    УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее 45 000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчика Тв < 2 часа;

-    для сервера Тв < 1 час;

-    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

-    для модема Тв < 1 час.

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, УСВ, 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 следующих событий:

-    фактов параметрирования счетчика;

-    фактов пропадания напряжения;

-    фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03М - 30-минутных графиков средних мощностей в энергонезависимой памяти счетчика не менее 113,7сут;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол.

1

2

3

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

2

Трансформатор тока

ТОЛ-10

2

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

1

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М.01

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1

Коммуникатор

С-1.02

2

GSM-модем

IRZ MC52iT

1

Сервер БД (ООО «КЗ Гулькевичский»)

HP ProLiant DL60 Gen9

1

Методика поверки

РТ-МП-3059-500-2016

1

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.341 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-3059-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «КЗ Гулькевичский». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в феврале 2016 г.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

-    УСВ-3 - по методике поверки ВЛСТ 240.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2012 г.;

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КЗ Гулькевичский». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0001/2016-01.00324-2011 от 13.01.2016 г.;

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «КЗ Гулькевичский»

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

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

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

Развернуть полное описание