Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЕТРО Кэш энд Керри" 2017. 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" 2017

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2017 (далее - 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 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 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) ООО «МЕТРО Кэш энд Керии»2017, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-1, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО СО «ЕЭС».

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

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 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 - второй уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей, в том числе измерительной, информации, оформление отчетных документов. Скомплектованные сервером БД отчетные данные по каналам связи сети Internet в автоматическом режиме поступают на АРМ энергосбытовой организации, где формируются отчетные макеты и происходит их заверение электронной подписью (ЭП). Далее происходит автоматизированная передача раз в сутки сформированных и заверенных макетов в АО «АТС», филиал АО СО «ЕЭС» РДУ и заинтересованным организациям посредством сети Internet (с применением почтовых клиентов) 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). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. 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/сут.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии 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

Наименование ПО

Индентифика-

ционное

наименование

ПО

Номер версии (Идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

ПО

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

PClients.dll

3

6AC822C7BA33415E8

69D2BC40216F246

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

PLeakage.dll

3

BDB749CF56ADF808E

B2150223D204ECE

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

PLosses.dll

3

A9D934D82617FA521

67C085F4CF59AFB

MD5

Общий модуль содержащий функции, исполь-зумые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52E28D7B608799BB3

CCEA41B548D2C83

MD5

1

2

3

4

5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

IEC104Link.dll

3

64C51392A259F28336

D62A6F6256600F

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

Modbus

Device.dll

3

DB3A4BE5CAB4EC80 E4224680963B152F

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

Rec.exe

3

58979F4BEA322658F7

1AC7EADFC1D490

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

StudioNSI.dll

3

FA2C96663016178A49

CD7E12EF98C397

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

TimeSynchro.exe

3

7142B4D5985B50F859

23D1089F037FF6

MD5

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.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ме

о

Н

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование

объекта

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Вид

электро

энергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТЦ 1306

1

ГРЩ-0,4 кВ Торговый центр, 1 с.ш 0,4 кВ, Яч. ввод 1

ТТИ-125 Кл. т. 0,5 1500/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

2

ГРЩ-0,4 кВ Торговый центр, 2 с.ш 0,4 кВ, Яч. ввод 2

ТТИ-125 Кл. т. 0,5 1500/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

ТЦ 1337

ТП-1242 10/0,4 кВ

Т-0,66 Кл. т. 0,5S 1000/5

активная

±1,0

±3,3

3

2х630 кВА,

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

1 с.ш 0,4 кВ, Яч. ввод 1

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,4

±5,6

ТП-1242 10/0,4 кВ

Т-0,66 Кл. т. 0,5S 1000/5

активная

±1,0

±3,3

4

2х630 кВА,

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

2 с.ш 0,4 кВ, Яч. ввод 2

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,4

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТЦ 1303

5

ТП-1 6/0,4 кВ «МЕТРО», РУ-0,4 кВ, 1 с.ш 0,4 кВ, Яч. Ввод Старатель 1

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 1000/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,6

6

ТП-1 6/0,4 кВ «МЕТРО», РУ-0,4 кВ, 2 с.ш 0,4 кВ, Яч. Ввод Старатель 2

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 1000/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,6

ТЦ 1082

7

2БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, Яч. Ввод Т1

ТТИ-85 Кл. т. 0,5S 1500/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,6

8

2БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, Яч. Ввод Т2

ТТИ-85 Кл. т. 0,5S 1500/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,6

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.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 8 от плюс 5 до плюс 35 °C.

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСВ-1 на однотипные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

8

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 98 до 102

- ток, % от ^ом

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ, С

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С:

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, С

от +10 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.04

140000

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.16

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

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, 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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2017 типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег №

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТТИ-125

28139-12

6

Трансформатор тока

Т-0,66

51516-12

6

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

52667-13

6

Трансформатор тока

ТТИ-85

28139-12

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТM.05MК.04

64450-16

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

^4-41^05^.16

50460-12

2

У стройство синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

1

Программное обеспечение

«Пирамида 2000»

-

1

Методика поверки

МП 206.1-246-2017

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-246-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2017. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 11 сентября 2017 г.

Основные средства поверки:

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

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

-    счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.04 - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТM.05MК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.16 - 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.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    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%.

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) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2017, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» 2017

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