Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Метро Кэш энд Керри" 2012". 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" 2012"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 650 п. 65 от 24.08.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 47831
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Метро Кэш энд Керри" 2012 (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 - 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 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-1, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) "Пирамида 2000".

Первичные токи 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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-1, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

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

В АИИС КУЭ ООО "Метро Кэш энд Керри" 2012 используется ПО "Пирамида 2000" версии 3.0, 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 -

Метрологические значимые модули ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

PClients.dll

3

27b98b0bcb81fa5e3

e753392d10d86ac

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

PLeakage.dll

3

09ab365a61936fd9f

4aa41c6954de3aa

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

PLosses.dll

3

1e1c3993bec52955 426a09bbee105199

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

IEC104Link.dll

3

30759c90a0806fdcd

5fae9364300dcdc

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ModbusDevice.dll

3

68d6961d2047ff9ba

250bf3829084968

MD5

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

Reg.exe

3

58979f4bea322658f

71ac7eadfc1d490

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

StudioNSI.dll

3

013d452dbe13362c

29b9f9b2a06ef525

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

TimeSynchro.exe

3

78b080c2c0620991

159cc9067f9835fd

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

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.

№ п/п

Наименование

объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

г.Барнаул, Павловский тракт, д.309

1

ПС-22 "Сиреневая" П0/10кВ, ЗРУ 10кВ, 1 с.ш. яч. 106 ИК №1.1

ТОЛ-10-1-2 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 17606; Зав. № 17609

НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 7069

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612111034

-

активная

реактивная

±1,0

±2,6

±3,2 ±5 ,6

2

ПС-22 "Сиреневая" 110/10кВ, ЗРУ 10кВ, 4 с.ш. яч. 406 ИК №1.2

ТОЛ-10-1-2 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 17628; Зав. № 17607

НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 97

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612111043

-

активная

реактивная

±1,0

±2,6

±3,2

±5,6

г. Смоленск, ул. Кутузова, д.54

3

ТП Метро 6/0,4 кВ Ввод 1 ИК №2.1

ТОЛ - 10 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 6793; Зав. № 13959

ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2004891; Зав. № 2004873; Зав. № 2004971

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0611111444

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

ТП Метро 6/0,4 кВ Ввод 2 ИК №2.2

ТОЛ - 10 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 13960; Зав. № 6792

ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2004957; Зав. № 2004923; Зав. № 2004917

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0611111458

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,7

г. Чебоксары, Марпосадское шоссе, д.15/2

5

ПС 110/10кВ "Новый город" ЗРУ 10 кВ яч.211 ИК №3.1

ТОЛ-10-1-2; ТОЛ-101-8; ТОЛ-10-1-2

Кл. т. 0,5; 0,5S 200/5 Зав. № 28236;

Зав. № 36858;

Зав. № 28393

НАМИ-10-95 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 2355

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811111742

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3 ±5 ,7

6

ПС 110/10кВ "Новый город" ЗРУ 10 кВ яч.311 ИК №3.2

ТОЛ-10-1-2; ТОЛ-101-8; ТОЛ-10-1-2

Кл. т. 0,5; 0,5S 200/5 Зав. № 22057;

Зав. № 36308;

Зав. № 22081

НАМИ-10-95 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 2739

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811111693

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

г. Ижевск, ул. Союзная, д.6

7

ТП Метро 10/0,4 кВ Ввод Т1 ИК №4.1

ARM3/N2F Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № TY0001; Зав. № TY0002

VRC2/S1F Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № TV0001; Зав. № TV0002

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0607112282

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3 ±5 ,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ARM3/N2F

VRC2/S1F

ТП Метро 10/0,4

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М.12

активная

±1,2

±3,3

8

кВ Ввод Т2

100/5

10000/100

Кл. т. 0,5S/1,0

-

ИК №4.2

Зав. № TY0003; Зав. № TY0004

Зав. № TV0003; Зав. № TV0004

Зав. № 0607112621

реактивная

±2,8

±5,7

г. Казань, Ул. Тихорецкая, д.4, ТП 1049

9

ТП 1049 - 6кВ яч. Отходящая Линия №1 в ТП

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5

НТМИ-6-66 У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ХПЕИ

Меркурий 230 ART-00-PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 9276720

активная

±1,2

±3,3

2484 Метро ИК №5.1

Зав. № 5666; Зав. № 7927

реактивная

±2,8

±5 ,7

10

ТП 1049 - 6кВ яч. Отходящая Линия №2 в ТП

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5

НТМИ-6-66 У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ХСОС

Меркурий 230 ART-00-PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 9276735

активная

±1,2

±3,3

2484 Метро ИК №5.2

Зав. № 72779; Зав. № 1468

реактивная

±2,8

±5,7

г.Магнитогорск, ул.50 летия Магнитки, д.69

ТП №90 Метро 10/0,4 кВ Ввод T1 ИК №6.1

ARM3/N2F Кл. т. 0,5

VRC2/S1F Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М.12

активная

±1,2

±3,3

11

150/5

10000/100

Кл. т. 0,5S/1,0

-

Зав. № 0846405;

Зав. № 0849487;

Зав. № 0611111451

реактивная

±2,8

±5,7

Зав. № 0850038

Зав. № 0849488

ТП №90 Метро 10/0,4 кВ Ввод T2 ИК №6.2

ARM3/N2F Кл. т. 0,5

VRC2/S1F Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М.12

активная

±1,2

±3,3

12

150/5

10000/100

Кл. т. 0,5S/1,0

-

Зав. № 0846410;

Зав. № 0848941;

Зав. № 0608111982

реактивная

±2,8

±5 ,7

Зав. № 0846401

Зав. № 0848940

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

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

3.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 -е- 1,02) Ином; ток (1 -е- 1,2) 1ном, частота - (50 ±

0,15) Гц; coscp = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

-    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 1,1) Uhi; диапазон

силы первичного тока - (0,02 1,2) Ihi; коэффициент мощности cos(p(sin(p) 0,5

1.0    (0,87 ^ 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 1,1) Инг; диапазон

силы вторичного тока - (0,02 1,2) 1нг; коэффициент мощности coscp(sin(p) - 0,5

1.0    (0,87 ^ 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха:

-    для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40 °С до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии Меркурий 230 от минус 40 °С до плюс 70 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 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 в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 52425-2005;

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" 2012 порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

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;

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;

-    Сервер БД - 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 учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Метро Кэш энд Керри" 2012 типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10-1-2

15128-07

8

Трансформатор тока

ТОЛ - 10

7069-07

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10-1-8

15128-07

2

Трансформатор тока

ARM3/N2F

18842-09

8

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТПЛ-10

1276-59

4

Трансформатор напряжения

НАМИ-10У2

11094-87

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-6У2

23544-07

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95

20186-05

2

Трансформатор напряжения

VRC2/S1F

41267-09

8

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66 У3

2611-70

2

Счётчик электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05М

36355-07

2

Счётчик электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05М.12

36355-07

6

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-08

2

Счётчик электрической энергии

Меркурий 230 ARr-00-PQRSroN

23345-07

2

Программное обеспечение

"Пирамида 2000"

1

Методика поверки

1

Формуляр

1

Руководство по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 50960-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Метро Кэш энд Керри" 2012. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

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

•    Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

•    ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146 РЭ1 Методика поверки.;

•    СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

•    Меркурий 230 - по документу АВЛГ.411152.021 РЭ1;

•    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 с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО "Метро Кэш энд Керри" 2012.

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

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 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 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

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

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

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ООО "Метро Кэш энд Керри" 2012.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание