Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЕТРО Кэш энд Керри" 2013. 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" 2013

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1110 п. 69 от 23.09.2013
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 "МЕТРО Кэш энд Керри" 2013 (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 уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, 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 уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) "Пирамида 2000".

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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 верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов

сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ± 2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии 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 ООО "МЕТРО Кэш энд Керри" 2013 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 (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac

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 в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7

MD5

Продолжение таблицы 1

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664

94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2

3ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-

мида», 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».

Пределы 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 АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

№ 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

Краснодар 2 ТЦ №1072

1

ТЦ №1072

ТП И-5-831 п/2х1000кВА

Ввод №1 ИК №1

ТА

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 56382; Зав. № 56383; Зав. № 56384

-

СЭТ-4ТМ.02М.11

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812120596

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

2

ТЦ №1072

ТП И-4-831 п/2х1000кВА

Ввод №2 ИК №2

TA

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 56385; Зав. № 56386; Зав. № 56387

-

СЭТ-4ТМ.02М.11

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812120544

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Волгоград 2 ТЦ №1309

3

ТЦ №1309 2КТП НУ-1000/6/0,4кВ

Ввод 1 ИК №3

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 294257; Зав. № 417088; Зав. № 417087

-

СЭТ-4ТМ.02М.11

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812120645

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,6

4

ТЦ №1309 2КТП НУ-1000/6/0,4кВ

Ввод 2 ИК №4

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 295525; Зав. № 295522; Зав. № 295523

-

СЭТ-4ТМ.02М.11

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812120427

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,6

Иркутск ТЦ №1083

5

ТЦ №1083 БКТП №4241 10/0,4 кВ; РУ-0,4 кВ, I с.ш. Ввод

Т1

ИК №5

ТТИ-125

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № V12592; Зав. № V12593; Зав. № V12554

-

СЭТ-4ТМ.02М.11

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812120532

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

6

ТЦ №1083 БКТП№4241 10/0,4 кВ, РУ-0,4, II с.ш. Ввод Т2

ИК №6

ТТИ-125

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № V12591; Зав. № V12553; Зав. № V12656

-

СЭТ-4ТМ.02М.11

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812120666

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Красноярск ТЦ №1095

7

ТЦ №1095 2КТПН 6/0,4 кВ; РУ-0,4 кВ, I сш.

Ввод Т1 ИК №7

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 417101; Зав. № 417088; Зав. № 417087

-

СЭТ-4ТМ.02М.11

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812120537

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

8

ТЦ №1095 2КТПН 6/0,4 кВ; РУ-0,4 кВ, II сш.

Ввод Т2 ИК №8

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 417179; Зав. № 417178; Зав. № 417177

-

СЭТ-4ТМ.02М.11

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812120440

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

Самара 2 ТЦ №1064

9

ТЦ №1064 2КТП 630/6/0,4 кВ; РУ-0,4 кВ; 1 сек. Ввод Т1

ИК №9

ТШЛ-СЭЩ-0,66-12

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 14195-12; Зав. № 12742-12; Зав. № 12741-12

-

СЭТ-4ТМ.02М.11

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812120420

-

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,6

10

ТЦ №1064 2КТП 630/6/0,4 кВ; РУ-0,4 кВ; 2 сек. Ввод Т2 ИК №10

ТШЛ-СЭЩ-0,66-12

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 14079-12; Зав. № 14197-12; Зав. № 14080-12

-

СЭТ-4ТМ.02М.11

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812120582

-

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,6

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 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

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

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

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ :

- параметры сети: диапазон напряжения - (0,9 ^ 1,1) Uh; диапазон силы первичного тока - (0,02 + 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 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 напряжения - (0,9 ^ 1,1) Uh; диапазон силы вторичного тока - (0,02 + 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 + 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.02М от минус 40 °C до плюс 55 °C;

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

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

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

7. Допускается замена измерительных трансформаторов, 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" 2013 порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 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 беспе

ребойного 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 ИВК:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и ИВК;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- ИВК;

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

- электросчетчика;

- ИВК.

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" 2013 типографским способом.

Комплектность

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

Тип

№ Госреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТТИ-125

28139-07

12

Трансформатор тока

TA

53060-13

6

Трансформатор тока

Т-0,66 М У3

36382-07

12

Трансформатор тока

ТШЛ-СЭЩ-0,66-12

41433-09

6

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.02М.11

36697-07

36697-12

10

Программное обеспечение

"Пирамида 2000"

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 54965-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЕТРО Кэш энд Керри" 2013. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ИЦ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2013 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

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

• СЭТ-4ТМ.02М - по документу "Счётчики активной и реактивной энергии электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.145 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.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ООО "МЕТРО Кэш энд Керри" 2013, аттестованной ФГУП "ВНИИМС", аттестат об аккредитации № 01.00225-2008 от 25.09.2008 г., 119361, Москва, ул. Озерная, 46.

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 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.

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание