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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Остров Джус"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 27 п. 35 от 17.01.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05М класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах АИИС КУЭ.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325L (Госреестр СИ № 37288-08, зав. № 007607) и технические средства приема-передачи данных.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

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

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 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.

Каждые 30 минут УСПД RTU-325L производит опрос всех подключенных к нему цифровых счетчиков ИК. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер базы данных (далее - сервер БД), с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УССВ-35LVS. Сличение времени часов сервера происходит при каждом сеансе связи с УССВ. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении часов сервера и УСПД на значение превышающее ± 2 с (программируемый параметр). Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

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

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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 используется программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа - Центр», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.

Идентифика-ционное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Наименование файла

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей)

3.27.3.0

58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7

Amrserver.exe

MD5

драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

7542c987fb7603c985

3c9alll0f6009d

Amrc.exe

Драйвер автоматического опроса счетчиков ПСЧ-4ТМ, СЭТ-4ТМ и УСПД

3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967

Amra.exe

драйвер работы с БД

b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb

Cdbora2.dll

библиотека сообщений планировщика опроса

40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181

alfamess.dll

- Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

- Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го уровня и метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблице 2.

Таблица 2. Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Наименование объекта учета

Состав 1-го уровня

Ктт^Ктн^Ксч

Наименование измеряемой величины

Вид энергии

Метрологические характеристики

Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, № Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

Основная Погрешность ИК, ± о/ %

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации,

I 0/

± %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ГПП «УРЛЗ» 110/6/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. № 108

ТТ

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 32139-06

А

ТОЛ-СЭЩ-10

16934

О о о сч

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,7

3,4

В

ТОЛ-СЭЩ-10

16783

С

ТОЛ-СЭЩ-10

16782

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 № 23544-02

А

ЗНОЛП-6

3221

В

ЗНОЛП-6

3235

С

ЗНОЛП-6

3322

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

0106074007

2

ГПП «УРЛЗ» 110/6/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч. № 408

ТТ

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 32139-06

А

ТОЛ-СЭЩ-10

16895

о о о сч

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,7

3,4

В

ТОЛ-СЭЩ-10

17078

С

ТОЛ-СЭЩ-10

16891

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 № 23544-02

А

ЗНОЛП - 6

3326

В

ЗНОЛП - 6

3310

С

ЗНОЛП - 6

3224

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

0107073044

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

3

РП-240 (РП-1) 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 3

ТТ

Кт = 0,5 Ктт = 400/5 № 22192-03

А

ТПЛ-10-М

4542

4800

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,5

4,0

В

С

ТПЛ-10-М

4591

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 380-49

А

НТМИ-6

3233

В

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.13

0622125217

4

РП-240 (РП-1) 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 13

ТТ

Кт = 0,5 Ктт = 400/5 № 22192-03

А

ТПЛ-10-М

4438

4800

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,3

2,5

5,7

4,2

В

С

ТПЛ-10-М

4540

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 380-49

А

НТМИ-6

3233

В

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.13

0603111384

5

РП-240 (РП-1) 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 16

ТТ

Кт = 0,5 Ктт = 75/5 № 17551-98

А

Т-0,66 М У3

018194

'/П

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,5

4,0

В

Т-0,66 М У3

018195

С

Т-0,66 М У3

257651

ТН

-

А

-

-

В

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611126811

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

6

РП-242 (РП-6) 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 2

ТТ

Кт = 0,5 Ктт = 400/5 № 1276-59

А

ТПЛ-10

6447

4800

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,3

2,5

5,7

4,2

В

С

ТПЛ-10

67105

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 380-49

А

НТМИ-6

413

В

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.13

0612080151

7

РП-242 (РП-6) 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 11

ТТ

Кт = 0,5 Ктт = 400/5 № 1276-59

А

ТПЛ-10

7198

4800

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,3

2,5

5,7

4,2

В

С

ТПЛ-10

7197

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 380-49

А

НТМИ-6

413

В

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.13

0622125320

8

РП-242 (РП-6) 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 14

ТТ

Кт = 0,5 Ктт = 75/5 № 17551-98

А

Т-0,66 М У3

018196

'/П

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,5

4,0

В

Т-0,66 М У3

257653

С

Т-0,66 М У3

257652

ТН

-

А

-

-

В

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611127064

Примечания:

1. В Таблице 2 в графе 10 приведены пределы погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (мпф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 30 °С.

2. Нормальные условия:

- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)1н;

диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С;ТН- от минус 40 °С до

50 °С; счетчиков: (23±2) °С ; УСПД - от 15 °С до 25 °С;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа).

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 40°С до 40°С ;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха от 0°С до 35°С;

- относительная влажность воздуха (40-60) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

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

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 - не менее 90000 часов и ПСЧ-4ТМ.05М - не менее 140000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени;

- журнал УСПД:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение сервера;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- 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 при отключении питания: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05М - не менее 30 суток;

- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;

- ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ

Наименование (обозначение) изделия

Кол. (шт.)

Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10

6 шт

Трансформаторы тока ТПЛ-10-М

4 шт

Трансформаторы тока Т-0,66 М У3

6 шт

Трансформаторы тока ТПЛ-10

4 шт

Трансформаторы напряжения НТМИ-6

2 шт

Трансформаторы напряжения ЗНОЛП-6

6 шт

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03

2 шт

Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М

6 шт

Устройства сбора и передачи данных серии RTU-325L

1

УССВ-35LVS

1

Методика поверки

1

Формуляр

1

Инструкция по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 56179-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2013 года.

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» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

- по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20 ноября 2007 г.;

- для УСПД RTU-325L - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005.МП», утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2008 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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус». Технорабочий проект 10.2013.ОД-АУ-ТРП».

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус».

ГОСТ 22261-94    «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия».

ГОСТ 1983-2001    «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001    «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии

переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".

ГОСТ 34.601-90   «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

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

положения».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание