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

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

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 4992 от 16.09.11 п.88
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43859
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 22261-94
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Марс» (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-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 523232005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 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 - устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), и программное обеспечение (далее - ПО).

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, 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 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в другие заинтересованные ор-

ганизации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Синхронизация встроенных часов осуществляется при помощи прибора спутниковой связи GPS, входящего в состав УСПД «ЭКОМ-3000», установленного в шкафу УСПД. Время УСПД синхронизировано со временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сервер БД, установленный в серверной ООО «Марс» на территории предприятия в Ступино, синхронизируется с УСПД, установленном на том же предприятии в Ступино, в соседнем помещении. Сравнение времени сервера БД с временем УСПД осуществляется при каждом сеансе связи и коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера БД и УСПД ± 1 с. Также при каждом сеансе связи происходит сравнение времени УСПД с временем счетчиков. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с УСПД в ±1 с, но не чаще одного раза в сут. Алгоритм синхронизации времени счетчика ИИК: в начале очередного опроса УСПД получает из счетчика дату и текущее время; сравнивает дату и время, полученные из счетчика, с внутренними датой и временем УСПД; в случае расхождения на ±1 с времени УСПД формирует команду на коррекцию. Наличие факта коррекции времени в счетчике фиксируется в «Журнале событий» счетчика и УСПД. Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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 программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии 6.4, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Таблица 1 — Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

ПК «Энергосфера»

6.4

-

CRQ-интерфейс

CRQonDB.exe

6.4

C285DF946327E8B 2E65720B00AB852 57

MD5

Алармер

AlarmSvc.exe

6.4

8CBDA1D69154D0

E0E8E560E5E956C

B9C

MD5

Анализатор 485

Spy485.exe

6.4

CA4324C24F2C212 D4F81171F5F437B 19

MD5

1

2

3

4

5

АРМ Энергосфера

ControlAge.exe

6.4

C289D8709BD193 AA45254CBB4601 7FD0

MD5

Архив

Archive.exe

6.4

8DD7DF147901B8

1391FB5EF16767A

2EF

MD5

Импорт из Excel

Dts.exe

6.4

F16E7F7DDBFBB7 18FC932AAF54C6 0F4D

MD5

Инсталлятор

Install.exe

6.4

6587C6B1C570C2 BD1366BBFE60B2 3D98

MD5

Консоль администратора

Adcenter.exe

6.4

5F9E099D15DFD8

AFFFD3284CEC51

3914

MD5

Локальный АРМ

ControlAge.exe

6.4

C289D8709BD193 AA45254CBB4601 7FD0

MD5

Менеджер программ

SmartRun.exe

6.4

F73916AF2BE4E52 6613EFAF4DC8F9 D93

MD5

Редактор расчетных схем

AdmTool.exe

6.4

BA2923515A44B43 A6669A4321B7C1 DCC

MD5

Ручной ввод

HandInput.exe

6.4

20712A0E4AD6E4 CB914C98AEE38C 9DE8

MD5

Сервер опроса

PSO.exe

6.4

C0B074D1B6F20F 028C8816D9748F8 211

MD5

Т оннелепроклад-чик

TunnelEcom.exe

6.4

3027CF475F05007

FF43C79C0538053

99

MD5

Центр импор-та/экспорта

expimp.exe

6.4

74E422896723B317 23AADEA7EEFD9 86F

MD5

Электроколлектор

ECollect.exe

6.4

489554F96E8E1FA 2FB30FECB4CA01 859

MD5

Программно-технический комплекс «ЭКОМ», включающий в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера», внесен в Госреестр № 19542-05.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 — Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Ц/Ц q\f

Номер точки измерений

Состав измерительных каналов

Вид электро-энергии

Метроло характе И

гические ристики К

Наименование объекта

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

1

Пос. Ступино, ПС «Марс» №479, ОРУ-110 кВ, Ввод 1

TG 145У1 150/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 01216 Зав. № 01217 Зав. № 01215

СРВ 123 110000:^3/100: \3

Кл.т. 0,5 Зав. № 8642601 Зав. № 8642599 Зав. № 8642598

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804110626

активная,

реак

тивная

± 1,1

± 2,6

± 3,0

± 4,7

2

2

Пос. Ступино, ПС «Марс» №479, ОРУ-110 кВ, Ввод 2

TG 145У1 150/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 01602 Зав. № 01604 Зав. № 01603

СРВ 123 110000:^3/100: \3

Кл.т. 0,5 Зав. № 8642597 Зав. № 8642600 Зав. № 8642596

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804110334

ЭКОМ -3000

Зав. № 051133 50

активная,

реак

тивная

± 1,1

± 2,6

± 3,0

± 4,7

3

3

Пос. Ступино, ТП №1, РУ-10 кВ, ф.

7

ТЛК-10-5 600/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 1101110000002 Зав. № 1346110000001 Зав. № 1346110000002

НОЛ.08-10 УТ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 696 Зав. № 1939

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804110351

активная,

реак

тивная

± 1,1

± 2,6

± 3,0

± 4,7

4

4

Пос. Ступино, ТП №1, РУ-10 кВ, ф.

30

ТЛК-10-5 600/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 1101110000004 Зав. № 1101110000003 Зав. № 1101110000001

НОЛ.08-10 УТ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 190 Зав. № 276

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804110556

активная,

реак

тивная

± 1,1

± 2,6

± 3,0

± 4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

5

5

Пос. Лужники, ТП №1, РУ-1, 10 кВ, яч. №3

ARJP2/N2F 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 0153618 Зав. № 0153617 Зав. № 0153619

VRQ2n/S2 10000:^3/100:^ 3

Кл.т. 0,5 Зав. № 0220700 Зав. № 0220701 Зав. № 0220702

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804110486

ЭКОМ -3000 Зав. № 051133 53

активная,

реак

тивная

± 1,1

± 2,6

± 3,0

± 4,7

6

6

Пос. Лужники, ТП №1, РУ-1, 10 кВ, яч. №6

ARJP2/N2F 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 0222335 Зав. № 0222337 Зав. № 0222336

VRQ2n/S2 10000:^3/100:^ 3

Кл.т. 0,5 Зав. № 0220704 Зав. № 0220703 Зав. № 0220705

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804110337

активная,

реак

тивная

± 1,1

± 2,6

± 3,0

± 4,7

7

7

Пос. Лужники, ТП №1, РУ-1, 10 кВ, яч. №8

ARM3/N2F 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 0217807 Зав. № 0217816 Зав. № 0217810

VRQ2n/S2 10000:^3/100:^ 3

Кл.т. 0,5 Зав. № 0220704 Зав. № 0220703 Зав. № 0220705

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804110278

активная,

реак

тивная

± 1,1

± 2,6

± 3,0

± 4,7

8

8

Новосибирская обл., РУ 10 кВ, Ввод 1

TPU4 100/5

Кл.т. 0,2S Зав. № 1VLT51110327 73

Зав. № 1VLT51110327 74

Зав. № 1VLT51110327 75

TJC4 10000:^3/100:^ 3

Кл.т. 0,5

Зав. № 1VLT52110089 65

Зав. № 1VLT52110089 66

Зав. № 1VLT52110089 67

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804110331

ЭКОМ -3000 Зав. № 051133 51

активная,

реак

тивная

± 0,8

± 1,8

± 1,6

± 2,7

9

9

Новосибирская обл., РУ 10 кВ, Ввод 2

TPU4 100/5

Кл.т. 0,2S Зав. № 1VLT51110327 79

Зав. № 1VLT51110327 80

Зав. № 1VLT51110327 81

TJC4 10000:^3/100:^ 3

Кл.т. 0,5 Зав. № 1VLT52110089 71

Зав. № 1VLT52110089 72

Зав. № 1VLT52110089 73

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804110423

ЭКОМ -3000 Зав. № 051133 51

активная,

реак

тивная

± 0,8

± 1,8

± 1,6

± 2,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

10

10

Ульяновская обл., РУ-10 кВ, Ввод 1

TPU4 100/5

Кл.т. 0,2S Зав. № 1VLT51110327 82

Зав. № 1VLT51110327 83

Зав. № 1VLT51110327 84

TJC4 10000:^3/100:^ 3

Кл.т. 0,5 Зав. № 1VLT52110089 74

Зав. № 1VLT52110089 75

Зав. № 1VLT52110089 76

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804110605

ЭКОМ -3000 Зав. № 051133 52

активная,

реак

тивная

± 0,8

± 1,8

± 1,6

± 2,7

11

11

Ульяновская обл., РУ-10 кВ, Ввод 2

TPU4 100/5

Кл.т. 0,2S Зав. № 1VLT51110327 76

Зав. № 1VLT51110327 77

Зав. № 1VLT51110327 78

TJC4 10000:^3/100:^ 3

Кл.т. 0,5 Зав. № 1VLT52110089 68

Зав. № 1VLT52110089 69

Зав. № 1VLT52110089 70

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804110647

активная,

реак

тивная

± 0,8

± 1,8

± 1,6

± 2,7

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 °С до + 60 °С; для УСПД от минус 10 °С до +50 °С, для сервера от 0 °С до +35 °С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02 1ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до +40 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-2005 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 на ООО «МАРС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

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

140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

- УСПД «ЭКОМ-3000М» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни

ка бесперебойного 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 УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (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;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Марс» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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

Кол-во, шт.

Трансформаторы тока ТG 145

6 шт.

Трансформаторы тока ТЛК-10-5

6 шт.

Трансформаторы тока ARJP2/N2F

6 шт.

Трансформаторы тока ARM3/N2F

3 шт.

Трансформаторы тока TPU4

12 шт.

Трансформаторы напряжения СРВ 123

6 шт.

Трансформаторы напряжения НОЛ.08-10

4 шт.

Трансформаторы напряжения VRQ2n/S2

6 шт.

Трансформаторы напряжения TJC4

12 шт.

Устройство сбора и передачи данных (УСПД)

4 шт.

Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

11 шт.

Методика поверки

1 шт.

Формуляр

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 47764-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Марс». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

- УСПД «ЭКОМ-3000М» - по методике поверки МП 26-262-99.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Марс».

Нормативные документы

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

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

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

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). 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»;

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание