Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2015 г. (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, 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 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-й 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 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 верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление 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 ИИК 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. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов
сервера БД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника 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. 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2015 г. используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0, в состав которого входят модули, 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
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационные наименования модулей ПО | CalcClients.dll CalcLeakage.dll CalcLosses.dll Metrology.dll ParseBin.dll ParseIEC.dll ParseModbus.dll ParsePiramida.dll SynchroNSI.dll VerifyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 |
Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №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.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Порядковый номер | Наименование объекта и номер ИК | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погреш ность в рабочих усло-виях,% |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
ТЦ 1094 Краснодарский край, г. Новороссийск, с. Гайдук, Новороссийское шоссе, 34. |
1 | 2БКТП- 1250/6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 1 | ТТН-125 Кл. т. 0,5 2500/5 Зав. № 1206-177310; Зав. № 1206-177306; Зав. № 1110-104137 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110150754 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
2 | 2БКТП- 1250/6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 2 | ТТН-125 Кл. т. 0,5 2500/5 Зав. № 1206-177308; Зав. № 1206-177303; Зав. № 1206-177311 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110150604 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
ТЦ 1310 Во | ронежская область, г. Семилуки, ул. Заречная-2, д. 52 М |
3 | Отпайка от ВЛ-6 кВ № 11 ПС 35/6 кВ «Орлов Лог», опора №187, ПКУ-6 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 7364; Зав. № 7399; Зав. № 7371 | ЗНОЛПМ-6 Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 5001048; Зав. № 5001071; Зав. № 5001070 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110151034 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| "Ц 1311 г. Новосибирск, Северный проезд, 3 а |
4 | КТП 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Ввод 1 | ТОЛ-10-[-2 Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 13197; Зав. № 13194 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000/V3/100/V3 Зав. № 4002629; Зав. № 4002626; Зав. № 4002618 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110151053 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
5 | КТП 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Ввод 2 | ТОЛ-10-1-2 Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 13357; Зав. № 13198 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000/V3/100/V3 Зав. № 4002641; Зав. № 4002639; Зав. № 4002625 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110151076 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
ТЦ 1320 г. Владимир, Московское шоссе, 6б |
6 | КТП-2х630-6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, Ввод 1 | ТОЛ-10-1-2 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 15953; Зав. № 16600 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 14-2205; Зав. № 14-2202; Зав. № 14-2201 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110150970 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
7 | КТП-2х630-6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, Ввод 2 | ТОЛ-10-1-2 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 15951; Зав. № 16598 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 14-24959; Зав. № 14-24955; Зав. № 14-24956 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110151073 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
ТЦ 1088 Республика Башкортостан, г. Стерлитамак, проспект Ленина, 2М |
8 | ТП-486 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 1 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 4047822; Зав. № 4047816; Зав. № 4047790 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110150681 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
9 | ТП-486 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 2 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 4047846; Зав. № 4047851; Зав. № 4047841 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110150786 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
ТЦ 1336 г. Орел, ул. Раздольная, д.31 |
10 | ТП-886 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 1 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 078180; Зав. № 182808; Зав. № 344005 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807150160 | - | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,7 |
11 | ТП-886 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 2 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 073477; Зав. № 182810; Зав. № 182809 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807150181 | - | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений 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) Ином; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота -(50 ± 0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
а) для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха: от минус 40 до плюс 70 °C.
б) для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- температура окружающего воздуха: от минус 40 до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 11 от 0 до плюс 35 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 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.05МК - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М.08 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 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;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- 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, параметрировании:
- 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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2015 г. типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
1 | 2 | 3 | 4 |
Трансформатор тока | ТТН-125 | 41260-09 | 6 |
Трансформатор тока | ТЛО-10 | 25433-11 | 3 |
Трансформатор тока | ТОЛ-10-1-2 | 47959-11 | 8 |
Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 47957-11 | 6 |
Трансформатор тока | Т-0,66 | 52667-13 | 6 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛПМ-6 | 46738-11 | 3 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-10 | 46738-11 | 6 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 40014-08 | 6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 46634-11 | 4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 46634-11 | 5 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 36697-12 | 2 |
Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711. АИИС.315 ПФ | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 62689-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2015 г.. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
• трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
• трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
• по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
• по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
• счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.08 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 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 с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
• термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до -100%, дискретность 0,1%.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с Приказом Минпромторга России № 1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2015 г., аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2015 г.
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.