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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТРЦ "Акварель"

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТРЦ "Акварель" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя высокопроизводительный сервер с установленным программным обеспечением (ПО) "Альфа ЦЕНТР", КТР-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ", локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приёма-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

-    средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи RS-485 поступает на вход GSM модема, далее с помощью беспроводного канала связи GSM (GPRS) данные поступают на верхний уровень системы (сервер), где осуществляется хранение, накопление и обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Отчеты в формате XML формируются на уровне ИВК, подписываются электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и отправляются по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в программно-аппаратный комплекс АО "АТС", региональному филиалу АО "СО ЕЭС" и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт-ч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. В качестве источника синхронизации времени ИВК используется NTP-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ", обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-сервера первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сервер периодически сравнивает свое системное время с часами NTP-сервера. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.

Синхронизация показаний часов счетчиков с часами сервера производится во время сеанса связи со счетчиками. Сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера осуществляется не реже, чем один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера на величину не более ±2 с.

Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО "Альфа! ЦЕНТР". Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав доступа пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - "средний" в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование модуля ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7]

D211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование

измерительного

канала

Состав измерительного канала

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

электрической

энергии

УССВ/

Сервер

1

2

3

4

5

6

1

ПС 110/10 кВ "Развилка-2", РУ-10 кВ,

1 СШ, яч.№25

ф.А.ТЛК-СТ-10 Ктт = 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58720-14 ф.С.ТЛК-СТ-10 Ктт = 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58720-14

ф.А, В, С НАМИТ-10 Ктн = 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

NTP-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ"/ DELL PowerEdge R430

2

ПС 110/10 кВ "Развилка-2", РУ-10 кВ,

2 СШ, яч.№20

ф.А.Т0Л-СЭЩ-10 Ктт = 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 ф.В.Т0Л-СЭЩ-10 Ктт = 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 ф.С.Т0Л-СЭЩ-10 Ктт = 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06

ф.А.ЗН0Л-СЭЩ-10

Ктн =

10000/V3/100/V3

Кл. т. 0,5 Рег. № 35956-07 ф.В.ЗН0Л-СЭЩ-10 Ктн =

10000/V3/100/V3

Кл. т. 0,5 Рег. № 35956-07 ф.С.ЗН0Л-СЭЩ-10 Ктн =

10000/V3/100/V3

Кл. т. 0,5 Рег. № 35956-07

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Примечания:

1    Допускается замена ТТ, ТН 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 3 метрологических характеристик.

2    Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.

3    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Вид электрической энергии

Г раницы основной погрешности, (±5), %

Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5),%

1

2

3

4

1,2

Активная

1,2

2,6

Реактивная

1,9

4,2

Продолжение таблицы 3_

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95

3    Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 100 % от !ном для нормальных условий, и при cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 2 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +10 до +35 °С._

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

2

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до102

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности

0,8

- температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

- частота, Гц

50

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- коэффициент мощности cosj (sinj)

от 0,5 инд. до 0,8 емк

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -20 до +35

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от 10 до +35

- температура окружающей среды для сервера, °С

от 10 до +30

- атмосферное давление, кПа

от 80 до 106,7

- относительная влажность, %, не более

98

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчик СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08):

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Счетчик СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12):

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

50000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

0,5

Глубина хранения информации

Счетчики СЭТ-4 ТМ.03М:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

114

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств

измерений, лет, не менее

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

В журналах событий фиксируются факты:

-    в журнале событий счётчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    в журнале событий сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; сервера БД;

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

счетчика электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 минут (функция автоматизирована);

-    сбора 1 раз в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

1

2

3

Трансформатор тока

ТЛК-СТ-10

2

ТОЛ-СЭЩ-10

3

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

1

ЗНОЛ-СЭЩ-10

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

2

1

2

3

Устройство синхронизации системного времени

NTР-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ"

1

Сервер

DELL PowerEdge R430

1

Автоматизированное рабочее место

АРМ

2

ПО

АльфаЦентр

1

Методика поверки

МП 26.51.43-05-3443124794-2018

1

Формуляр

ФО 22498673.422231.18/015

1

Поверка

осуществляется по документу МП 26.51.43-05-3443124794-2018 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ТРЦ "Акварель". Измерительные каналы. Методика поверки", утвержденному ФБУ "Самарский ЦСМ" 11.07.2018 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

-    ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

-    Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТM.03М (Рег. №3669712) по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной ФБУ "Нижегородский ЦСМ" 04.05.2012 г.;

-    Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТM.03М (Рег. №3669708) по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной ФБУ "Нижегородский ЦСМ" 04.12.2007 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 27008-04);

-    измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15500-12);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ-04 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    мультиметр "Ресурс-ПЭ-5" (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе "Методика измерений электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТРЦ "Акварель". МВИ 26.51.43-05-3443124794-2018 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТРЦ "Акварель"

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

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

Развернуть полное описание