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

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

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Южный полюс» (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 (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИСКУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ООО «Южный полюс», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

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 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 сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, 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 УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС). УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от 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.

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

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 «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

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

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

о,

е

м

о

К

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование

ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСВ/

Сервер

Вид

электро

энергии

Основная погрешность , %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ТП-1020 РУ-1-0,4 кВ Ввод №2

ТСН-12 Кл. т. 0,5S Ктт 3000/5 Рег. № 26100-03

A1805 RALQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,3

0,4 кВ яч. 6

Рег. № 31857-06

реактивная

±2,4

±6,3

2

ТП-1020 РУ-2-0,4 кВ Ввод №1

ТСН-12 Кл. т. 0,5S Ктт 3000/5 Рег. № 26100-03

A1805 RALQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,3

0,4 кВ яч.3

Рег. № 31857-06

УСВ-2 Рег. № 41681-09

/

Aquarius Server E50 D20

реактивная

±2,4

±6,3

3

ТП-1020 РУ-2-0,4 кВ Ввод №2 0,4 кВ яч. 5

ТСН-12 Кл. т. 0,5S

A1805 RALQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,3

Ктт 3000/5 Рег. № 26100-03

Рег. № 31857-06

реактивная

±2,4

±6,3

ТП-1020 РУ-1-

ТСН-12 Кл. т. 0,5S

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

активная

±1,0

±3,3

4

0,4 кВ Ввод №1

Ктт 3000/5

-

0,4 кВ яч. 4

Рег. № 26100-03

реактивная

±2,4

±6,3

5

ТП-1021 РУ-1-0,4 кВ Ввод №2 0,4 кВ яч.6

ТСН-12 Кл. т. 0,5S

A1805 RALQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,3

Ктт 4000/5 Рег. № 26100-03

Рег. № 31857-06

реактивная

±2,4

±6,3

1

2

3

4

5

6

7

8

6

ТП-1021 РУ-1 -0,4 кВ Ввод №10,4 кВ яч. 4

ТСН-12 Кл. т. 0,5S Ктт 4000/5 Рег. № 26100-03

-

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

УСВ-2 Рег. № 41681-09

/

Aquarius Server E50 D20

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±6,3

7

ТП-1021 РУ-2-0,4 кВ Ввод №2 0,4 кВ яч. 5

ТСН-12 Кл. т. 0,5S Ктт 3000/5 Рег. № 26100-03

-

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±6,3

8

ТП-1021 РУ-2-0,4 кВ Ввод №1 0,4 кВ яч. 3

ТСН-12 Кл. т. 0,5S Ктт 3000/5 Рег. № 26100-03

-

A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±6,3

9

КТП-10/0,4кВ, РУ-0,4 кВ ООО «Южный полюс»

ТТИ-А Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 28139-07

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

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 cosj = 0,8 инд 1=0,02(0,05)- 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 9 от 0 до плюс 40 °C.

4    Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5    Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

6    Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

9

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

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 ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

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 и ТН, оС

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С:

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

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

для электросчетчика A1805 RALQ-Р4GB-DW-4

120000

для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05М.16

140000

- 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

45

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 АИИС КУЭ 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/Обозначение

Количество, шт./ Экз.

1

2

3

Трансформатор тока

ТСН-12

24

Трансформатор тока

ТТИ-А

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1805 RALQ-F4GB-DW-4

8

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М.16

1

Сервер

Aquarius Server E50 D20

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

Программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

1

Методика поверки

МП 008-2020

1

Паспорт-Формуляр

ПСК .2020.01. АСКУЭ .31-ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 008-2020 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Южный полюс». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 13.02.2020 г.

Основные средства поверки:

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

-    по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

-    счетчиков A1805 RALQ-F4GB-DW-4 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.16 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;

-    УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.09 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, Рег. № 46656-11.

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 «Южный полюс», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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