Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЕТРО Кэш энд Керри" 2015 г.. 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" 2015 г.

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

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.

Развернуть полное описание