Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЕТРО Кэш энд Керри" 2011. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЕТРО Кэш энд Керри" 2011

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 3042 от 27.06.11 п.07
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 42974
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 22261-94
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2011 (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2011, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

• автоматическое хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ;

• передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломб и т.п.);

• диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• ведение системы обеспечения единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ООО «Метро Кэш энд Керри», территориально расположенных в городах в соответствии с таблицей 2. ИВК территориально расположен в г. Москва.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Уровень ИК, включающий измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа ПСЧ-

Лист № 2

Всего листов 8 4ТМ.05М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и класса точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, контроллеры Сикон ТС-65, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, сервер сбора данных (далее сервер СД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 и программное обеспечение (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 верхней уровень системы, где осуществляется вычисление потребленной электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

Программное обеспечение (далее - ПО) АИИС КУЭ на базе «Пирамида 2000» функционирует на уровне ИВК.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя УСВ-1. Время сервера АИИС синхронизировано со временем УСВ-1, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСВ-1 ±1 с. Сличение времени счетчиков с временем сервера один раз в день, при расхождении времени счетчиков с временем сервера ±2 с выполняется корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2011 используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0 от 20.11.2009 г., в состав которого входят программы, 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 - Идентификационные данные 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

Модуль «Доставка данных» (Deliv-ery.exe)

Программа отправки XML-отчётов

1.0.0.0

04fcc1f93fb0e7 01 ed68cdc4ff54e9 70

MD5

Модуль «Синхронизация времени» (TimeSynchro.exe)

Программа синхронизации времени серверу сбора

1.0.0.0

a07b45593fe1aa 42 5be8853c74c29 326

MD5

Конфигуратор ИКМ (Op-erS50.exe)

Программа конфигурирования сервера сбора

2.0.0.0

F46c7a9943da0 ebf1 3e450ddebcab3 40

MD5

Пирамида 2000 -АРМ (P2kClient.exe)

Программа формирования отчётов

0.9.0.0

f0655ce38fac15 27a 62a1b34402303 f5

MD5

Оперативный сбор 2000 (Oper.exe)

Программа оперативного сбора данных

1.4.9.27

a882a7539732f 98fd7a0442d92f 042e6

MD5

Системы информационно-измерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000» внесены в Госреестре №21906-11.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по 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

Номер точки измерений

Метрологические

Ц/Ц q\f

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

характе

И

ристики К

ТТ

ТН

Счетчик

Контроллер

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

г. Кеме

рово, Волгоградская, 58

ТТИ-100;

Кл. т. 0,5; 1500/5

ПСЧ-

актив

ТП 10/0,4

4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0

Зав.№ 0610102538 Г осреестр № 36355-07

ная,

± 1,0

± 3,2

1

1

кВ; ВРУ

Зав. № А- V15138

0,4 кВ;

Зав. № В- V15133

-

реактивная

± 2,4

± 5,3

Ввод 1

Зав. № C- V15135 Госреестр № 28139-04

СИКОН ТС65

ТТИ-100; Кл. т. 0,5;

ПСЧ-

Зав.№

актив

ТП 10/0,4 кВ; ВРУ 0,4 кВ; Ввод 2

1500/5

4ТМ.05М.16

3163

ная,

Зав. № А- V15109

Кл. т. 0,5S/1,0

± 1,0

± 3,2

2

2

Зав. № В- V15131

-

Зав.№

Зав. № C- V15125

№0610102587

реак-

± 2,4

± 5,3

Госреестр №

Г осреестр №

тив-

28139-04

36355-07

ная

г. Томск, ул. Клюева, д. 44

Т-0,66;

Кл. т. 0,5; 2000/5 Зав. № А- 569224

ПСЧ-

актив

3

3

РТП

10/0,4 кВ;

4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0603111597 Г осреестр № 36355-07

ная,

± 1,0

± 3,2

ВРУ 0,4

Зав. № В- 569226

-

реактив

ная

± 2,4

± 5,3

кВ Ввод 1

Зав. № C- 569225 Госреестр № 36382-07

СИКОН ТС65

Т-0,66;

Кл. т. 0,5;

2000/5

Зав. № А- 498220

4

4

РТП

10/0,4 кВ;

ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0603111556 Г осреестр № 36355-07

Зав.№ 3500

актив ная,

± 1,0

± 3,2

ВРУ 0,4

Зав. № В- 498219

-

реактив

ная

± 2,4

± 5,3

кВ Ввод 2

Зав. № C- 498218 Госреестр № 36382-07

Продолжение таблицы 2

Номер точки измерений

Метрологические

Ц/Ц q\f

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

характе

И

ристики К

ТТ

ТН

Счетчик

Контроллер

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

г. Пятигорск, Бештаугорское шоссе, д. 94

ТТИ-125;

ПСЧ-4ТМ.05М.17

Кл. т. 0,5; 1500/5 Зав. № А- L11417 Зав. № В- R8202 Зав. № C- R8205 Госреестр № 28139-04

актив-

1

1

ВРУ 0,4 кВ ТЦ,

-

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав.№

ная,

± 1,0

± 3,2

Ввод №1

0604100426

Г осреестр № 36355-07

СИКОН ТС65

реактивная

± 2,4

± 5,3

ТТИ-125;

Кл. т. 0,5; 1500/5 Зав. № А- Y12588 Зав. № В- Y12589 Зав. № C- Y12590 Госреестр № 28139-04

ПСЧ-

Зав.№

4ТМ.05М.17

4757

актив-

2

2

ВРУ 0,4 кВ ТЦ,

-

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав.№

ная,

± 1,0

± 3,2

Ввод №2

0604100438

Г осреестр № 36355-07

реактивная

± 2,4

± 5,3

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) Uhom; ток (0,05^ 1,2) Ihom; 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 сервера от +15 °С до +35 °С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для 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 счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений 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 «МЕТРО Кэш энд Керри» 2011 порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 7746, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

• электросчетчик ПСЧ-4ТМ.05М. - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 140000 ч., время восстановления работоспособности Тв=2 ч.;

• сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

К Г_АИИС = 0,9989 - коэффициент готовности;

ТО_ИК (АИИС) = 873,27 ч. - среднее время наработки на отказ.

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 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 сервера;

- 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;

- ИВК - 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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2011 типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2011 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

Наименование

Количество

Измерительные трансформаторы тока ТТИ-100

6 шт.

Измерительные трансформаторы тока Т-0,66

6 шт.

Измерительные трансформаторы тока ТТИ-125

6 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М

6 шт.

СИКОН ТС-65

3 шт.

УСВ-1

1 шт.

Сервер сбора данных

1 шт.

Сервер баз данных

1 шт.

ПО Пирамида 2000 (ИВК)

1 шт.

Методика поверки

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Формуляр

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2011. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июне 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

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

- Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

- Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Пирамида» - в соответствии с документом «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «ПИРАМИДА» Методика поверки ВЛСТ 150.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 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.

Сведения о методах измерений

Изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2011».

Лист № 8

Всего листов 8

Нормативные документы

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

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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

ГОСТ Р 52323-2005 «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 3020694 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)».

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

Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2011.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание