Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Каскад-Энергосбыт" - Регионы (5 очередь). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Каскад-Энергосбыт" - Регионы (5 очередь)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Каскад-Энергосбыт» - Регионы (5 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, 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 таблицах2 - 4.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени УССВ-16ИУБ (далее - УССВ-16ИУБ), состоящего из GPS-приемника, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее -ПО) «АльфаЦЕНТР».

Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

В ИВК АИИС КУЭ производится сбор, обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ-16HVS, синхронизирующим время УСПД по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УССВ-16HVS.

УСПД периодически сравнивает свое системное время с сигналом проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УССВ-16HVS, корректировка часов УСПД осуществляется в независимости от наличия расхождения. Абсолютная погрешность хода внутренних часов УСПД составляет ±2 с при внешней синхронизации не реже 1 раза в час. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется при наличии расхождения более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Сервер БД периодически сравнивает свое системное время со временем УСПД, корректировка часов сервера осуществляется при наличии расхождения ±1 с.

Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО 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.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Не ниже 12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

а

<и ■ J

о К К

Наименование

Состав измерительного канала

Вид элек

точки измерений

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Сервер

троэнергии

1

РТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-1-0,4 кВ, Ввод 1 от Т-4

ТШЛ-0,66-11 1500/5 Кл. т. 0,2S

-

A1802RL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

2

РТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-1-0,4 кВ, Ввод 2 от Т-3

ТШЛ-0,66-11 1500/5 Кл.т. 0,2S

-

A1802RL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

3

РТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-2-0,4 кВ, Ввод 1 от Т-2

ТШЛ-0,66-11 1500/5 Кл. т. 0,2S

-

A1802RL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

4

РТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-2-0,4 кВ, Ввод 2 от Т-1

ТШЛ-0,66-11 1500/5 Кл. т. 0,2S

-

A1802RL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325L

Hp Proliant DL320e Gen 8 v2

активная

реактивная

5

ТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-1-0,4 кВ, Ввод 1 от Т-4

ТШП-0,66 2000/5 Кл. т. 0,2S

-

A1802RL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

6

ТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-1-0,4 кВ, Ввод 2 от Т-3

ТШП-0,66 2000/5 Кл. т. 0,2S

-

A1802RL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

7

ТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-2-0,4 кВ, Ввод 1 от Т-2

ТШП-0,66 2000/5 Кл. т. 0,2S

-

A1802RL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

8

ТП «Словацкий дом» (10/0,4 кВ), ГРЩ-2-0,4 кВ, Ввод 2 от Т-1

ТШП-0,66 2000/5 Кл. т. 0,2S

-

A1802RL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

9

РП-6 (6 кВ), РУ-6 кВ, I с.ш., яч. № 1

ТЛК 200/5 Кл. т. 0,5S

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0,5S/1,0

RTU-325L

Hp Proliant DL320e Gen 8 v2

активная

реактивная

10

РП-6 (6 кВ), РУ-6 кВ, II с.ш., яч. № 2А

ТЛК 200/5 Кл. т. 0,5S

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

Границ

сителы

измере!

ловиях

ответств

сти

ы интервала отно-ой погрешности шй в рабочих ус-эксплуатации, со-$ующие вероятно-Р=0,95 (±5), %

cos ф

= 0,9

cos ф

= 0,8

cos ф

= 0,5

cos ф

= 0,9

cos ф

= 0,8

cos ф

= 0,5

1 - 8

(ТТ 0,2S; Сч 0,2S)

I^C^l^I^

0,4

0,5

0,7

0,8

0,9

1,0

0,2Iн1<I1<Iн1

0,4

0,5

0,7

0,8

0,9

1,0

0,1Iн1<I1<0,2Iн1

0,6

0,6

1,0

0,9

1,0

1,2

0,05Iн1<I1<0,1Iн1

0,7

0,8

1,1

1,0

1,0

1,3

0,02Iнl<Il<0,05Iнl

1,1

1,2

1,9

1,3

1,4

2,1

9; 10

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

I^C^l^I^

1,1

1,4

2,3

1,9

2,1

2,7

0,2!н1<[1<[н1

1,1

1,4

2,3

1,9

2,1

2,7

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

1,4

1,7

3,0

2,1

2,3

3,4

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

2,5

3,0

5,5

3,0

3,4

5,7

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

Границ

ситель

измере!

ловиях

ответств

сти

ы интервала отно-ой погрешности шй в рабочих ус-эксплуатации, со-ующие вероятно-Р=0,95 (±5), %

cos ф

= 0,9

cos ф

= 0,8

cos ф

= 0,5

cos ф

= 0,9

cos ф

= 0,8

cos ф

= 0,5

1 - 8

(ТТ 0,2S; Сч 0,5)

I^C^l^I^

0,9

0,7

0,6

1,2

1,1

1,0

0,2Iн1<I1<Iн1

0,9

0,8

0,6

1,3

1,1

1,0

0,1Iн1<I1<0,2Iн1

1,3

1,0

0,8

1,8

1,4

1,2

0,05Iн1<I1<0,1Iн1

1,5

1,2

0,9

2,2

1,7

1,4

0,02Iнl<Il<0,05Iнl

2,9

2,1

1,5

4,1

3,1

2,3

9; 10

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)

I^C^l^I^

2,7

2,1

1,5

4,3

3,9

3,6

0,2Iн1<I1<Iн1

2,7

2,1

1,5

4,3

3,9

3,6

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

3,6

2,6

1,8

4,8

4,2

3,7

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

6,5

4,6

3,0

7,3

5,6

4,4

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: диапазон напряжения (0,99-1,01) Uном; диапазон силы тока (0,02-1,2) !ном, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cos ф =0,5; 0,8; 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды:

- для ТТ и ТН от минус 45 до плюс 40 °С;

-    для счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;

-    для УСПД от плюс 15 до плюс 25 °С;

-    для ИВК от плюс 15 до плюс 25 °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) Цщ; диапазон силы первичного тока (0,02-1,2) 1н1; коэффициент мощности cos ф (sin ф) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота (50±0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,8-1,2) Цн2; диапазон силы вторичного тока (0,02-1,2) 1н2; коэффициент мощности cos ф (sin ф) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота (50±2,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °C;

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

5    Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

6    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т= 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УССВ-16HVS - среднее время наработки на отказ не менее Т= 44 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    сервер Hp Proliant DL320e Gen 8 v2 - среднее время наработки на отказ не менее 260 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания УСПД, 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 УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

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

нии:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений.

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - глубина хранения тридцатиминутных приращениях электроэнергии -

45 суток.

-    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 «Каскад-Энергосбыт» - Регионы (5 очередь) типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

Трансформаторы тока

ТШЛ-0,66

3422-06

12

Трансформаторы тока

ТШП-0,66

15173-06

12

Трансформаторы тока

ТЛК

42683-09

4

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

20186-05

1

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

16687-07

1

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

31857-06

8

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

36355-07

2

Устройства сбора и передачи данных

RTU-325L

37288-08

1

Устройства синхронизации системного времени

УССВ-^HVS

-

1

Программное обеспечение

«Альф аТ ЦЕНТР»

1

Сервер баз данных

Hp Proliant DL320e Gen 8 v2

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

КЭКУ.422231.008 ФО

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-061-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Каскад-Энергосбыт» - Регионы (5 очередь). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2016 г.

Основные средства 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»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков Альфа А1800 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

-    RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 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 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %;

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ООО «Каскад-Энергосбыт» - Регионы (5 очередь), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Каскад-Энергосбыт» - Регионы (5 очередь)

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.

Развернуть полное описание