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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Техсапфир"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Техсапфир» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней: Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных RTU-325S (Рег. № 53722-13), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (Рег. № 54074-13), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ООО «Техсапфир» (далее по тексту - сервер АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

-    хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

-    передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

-    предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).

Принцип действия

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

УСПД один раз в сутки автоматически опрашивает счетчики электрической энергии по линии связи стандарта GSM и считывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий.

Сервер АИИС КУЭ с периодичностью один раз в 30 минут опрашивает УСПД и считывает с него 30-минутные профили мощности для каждого канала учета и журналы событий и осуществляет вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности с учётом коэффициентов трансформации. Считанные данные записываются в базу данных.

Сервер АИИС КУЭ осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и передачу данных в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» Белгородское РДУ, филиал ПАО «МРСК Центра»-«Белгородэнерго», ОАО «Белгородэнергосбыт» в виде xml-файлов формата 80020.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ-2, счетчиков, УСПД, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется УССВ-2, которое осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов УСПД и УССВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов УСПД и УССВ-2 осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УССВ-2 на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

1

Наименование точки измерений

Состав ИИК

Вид

электро

энергии

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

1

КТП-1808 (10/0,4 кВ) 0,4 кВ яч. № 1 КЛ-1

ТС 10 кл.т. 0,5 2500/5 А №42213;

В №42215;

С №42218; Рег. № 26100-03

-

СЭТ-4ТМ.02.2 кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 04073400 Рег. № 20175-01

RTU-325S-E1-M2, Зав. № 010173, Рег. № 53722-13 УССВ-2, Зав. № 001926, Рег. № 54074-13

о,

и

ф

п

а

с

х

Н

О

О

О

р

и

р

е

С

активная

реактив

ная

2

КТП-1808 (10/0,4 кВ) 0,4 кВ яч. № 1 КЛ-2

ТС 10 кл.т. 0,5 2500/5 А №42214;

В №42217;

С №42216; Рег. № 26100-03

-

СЭТ-4ТМ.02.2 кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 05070164 Рег. № 20175-01

активная

реактив

ная

3

КТП-1001 (10/0,4 кВ) 0,4 кВ яч. № 13 Ввод-1

ТШЛ-СЭЩ-0,66-16 кл.т. 0,5 4000/5 А №01085-12;

В №01075-12;

С №01084-12; Рег. № 41433-09

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0623121077 Рег. № 36355-07

активная

реактив

ная

4

КТП-1001 (10/0,4 кВ) 0,4 кВ яч. № 3 Ввод-2

ТШЛ-СЭЩ-0,66-16 кл.т. 0,5 4000/5 А №01086-12;

В №00991-12;

С №01067-12; Рег. № 41433-09

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0623121042 Рег. № 36355-07

активная

реактив

ная

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)£ 1 изм< 1 5 %

I

'-Л

%

1

и

з

2

Л

1

2 о

%

©х

НЧ

2

0

%

1

и

з

2

Л

I

0

о

%

©х

I100 %£ I изм£ I 120 %

1 - 4

(ТТ 0,5; ТН -; Счетчик 0,5S)

1,0

-

±2,2

±1,6

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,1

±2,0

±1,8

0,7

-

±3,8

±2,3

±1,9

0,5

-

±5,6

±3,1

±2,4

Номер ИИК

sin9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)£ I изм< I 5 %

I

'-Л

%

1

и

з

2 Л

1

2 о % ©х

I 20 %£ I изм< I 100 %

1

0

0

£

1

и

з

2 1Л

1

2 о

%

©х

1, 2

(ТТ 0,5; ТН -; Счетчик 0,5)

0,44

-

±6,4

±3,7

±2,3

0,6

-

±4,4

±2,3

±1,7

0,71

-

±3,6

±1,9

±1,5

0,87

-

±2,7

±1,5

±1,2

3, 4 (ТТ 0,5; ТН -; Счетчик 1,0)

0,44

-

±7,2

±4,6

±4,0

0,6

-

±5,5

±4,0

±3,7

0,71

-

±4,8

±3,7

±3,5

0,87

-

±4,2

±3,5

±3,4

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1.    Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).

3.    В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

4.    Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:

-    напряжение от 0,98Ином до 1,02-ином;

-    сила тока от 1ном до 1,2Тном, cosj=0,9 инд;

-    температура окружающей среды от плюс 15 до плюс 25 °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1Ином;

-    сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном; температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии для ИИК № 1, 2 по ГОСТ 30206-94, для № 3, 4 по ГОСТ Р 52323-2005; в режиме измерения реактивной электроэнергии для ИИК № 1, 2 по ГОСТ 26035-83, для ИИК № 3, 4 по ГОСТ Р 52425-2005.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД, УССВ, на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счетчики СЭТ-4ТМ.02.2 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

-    счетчики ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчика Тв < 2 часа;

-    для УСПД Тв < 2 часа;

-    для сервера Тв < 1 час;

-    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

-    для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

-    панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

-    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УССВ, сервере, АРМ;

-    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

-    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

-    фактов параметрирования счетчика;

-    фактов пропадания напряжения;

-    фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02.2, ПСЧ-4ТМ.05М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу -не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.

Наименование

Тип

Количество

Трансформатор тока

ТС 10

6

Трансформатор тока

ТШЛ-СЭЩ-0,66-16

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02.2

2

ПСЧ-4ТМ.05М

2

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325S

1

У стройство синхронизации времени

УССВ-2

1

Сервер

DEXP Mars E109

1

Методика поверки

РТ-МП-4132-500-2017

1

Формуляр

РГК.411711.012ФО

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-4132-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Техсапфир». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 27.01.2017 г. Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.87РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

-    УССВ-2 - по методике поверки МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП), утвержденной ФБУ «Ростест-Москва» в 2013 г.

-    УСПД RTU 325S - по методике поверки МП-РТ-1889-2013 (ДЯИМ.466215.008МП), утвержденной ФБУ «Ростест-Москва» в 2013 г.

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04);

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

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

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Техсапфир». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 2013/500-RA.RU.311703-2016 от 27.01.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Техсапфир»

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

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

Развернуть полное описание