Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "БЭЛС" (ИИК №142 - 145). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "БЭЛС" (ИИК №142 - 145)

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК №142 - 145) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ПАО «Мосэнергосбыт», ПАО «МОЭСК» и прочим 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) 142, 143 АИИС КУЭ состоят из:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), 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 (УСПД) RTU 325L (Госреестр № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя коммуникационный сервер (КС) ПАО «МОЭСК», сервер базы данных (СБД) ПАО «МОЭСК», СБД ЗАО «БЭЛС», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

ИИК 144, 145 АИИС КУЭ состоят из:

Первый уровень - ИИК ТИ, включающие в себя ТН, ТТ, счетчики, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - ИВК, включает в себя СБД ЗАО «БЭЛС», АРМ, УСВ, 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 (3 0 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 ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ПАО «Мосэнергосбыт», ПАО «МОЭСК» 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);

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 мин.

Для ИИК 142, 143 цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством проводных линий связи поступает в УСПД. УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики и осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные единице), хранение измерительной информации и журналов событий передачу результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.

КС ПАО «МОЭСК» с периодичностью раз в сутки опрашивает УСПД и считывает 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения передаются в СБД ОАО «МОЭСК».

СБД ПАО «МОЭСК» производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности. Затем в автоматическом режиме, раз в сутки, передаёт результаты измерений на СБД ЗАО «БЭЛС» в формате электронного документа XML макета 80020, результаты записываются в базу данных.

СБД ЗАО «БЭЛС» осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ПАО «Мосэнергосбыт», ПАО «МОЭСК» в рамках согласованного регламента.

Для ИИК 144, 145 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи через коммуникаторы СИКОН ТС65 по сети Интернет поступает на СБД ЗАО «БЭЛС». СБД ЗАО «БЭЛС» производит вычисление получасовых значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН на основании считанного профиля мощности, запись в базу данных.

СБД ЗАО «БЭЛС» осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ПАО «Мосэнергосбыт» в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы КС ПАО «МОЭСК», СБД ПАО «МОЭСК», СБД ЗАО «БЭЛС», УСПД, счетчиков и УСВ. В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-1 Госреестр № 28716-05, к которому

подключен GPS-приемник. УСВ УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов СБД ПАО «МОЭСК» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов СБД ПАО «МОЭСК» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов СБД ПАО «МОЭСК» и УСВ-1.

Сравнение показаний часов КС ПАО «МОЭСК» и СБД ПАО «МОЭСК» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов КС ПАО «МОЭСК» и СБД ПАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов КС ПАО «МОЭСК» и СБД ПАО «МОЭСК» на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 142, 143 и КС ПАО «МОЭСК» происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК 142, 143 и КС ПАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 142, 143 и КС ПАО «МОЭСК» на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 142, 143 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам ИИК 142, 143, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 142, 143 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 142, 143 и УСПД на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов СБД ЗАО «БЭЛС» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов СБД ЗАО «БЭЛС» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов СБД ЗАО «БЭЛС» и УСВ-1.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 144, 145 и СБД ЗАО «БЭЛС» происходит при каждом обращении к счетчикам ИИК 144, 145, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 144, 145 и СБД ЗАО «БЭЛС» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 144, 145 и СБД ЗАО «БЭЛС» на величину более ±1 с.

Программное обеспечение

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИИС «Пирамида», ПО СОЕВ.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части

ПО АИИС КУЭ

Идентиф икационное наименование ПО

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

BLD.dll

8

58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7

MD5

cachect.dll

8

7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d

MD5

Re-gEvSet4tm.dll

8

3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967

MD5

caches 1.dll

8

b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb

MD5

cacheS10.dll

8

6802cbdeda81efea2b 17145ffl22efOO

MD5

siconsl0.dll

8

4b0ea7c3e50a73099fc9908fc785cb45

MD5

sicons50.dll

8

8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118

MD5

comrs232.dll

8

bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf

MD5

dbd.dll

8

feO5715defeec25eO62 245268ea0916a

MD5

ESClient ex.dll

8

27c46d43bllca3920c f2434381239d5d

MD5

filemap.dll

8

C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e

MD5

plogin.dll

8

40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181

MD5

ПО «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. 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

Диспетчерское

наименование

присоединения

Состав ИИК

Вид

электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

142

ПС № 194 «Кислородная», РУ-10 кВ, яч. ф. 51

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 2522 Зав. № 8979 Г осреестр № 2473-00

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 5859 Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0107080344 Госреестр № 27524-04

УСПД RTU 325L Зав. № 002197 Госреестр № 37288-08

SSs

о LQ

ООА

НН О

Активная

Реактивная

143

ПС № 194 «Кислородная», РУ-10 кВ, яч. ф. 52

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 00689 Зав. № 00706 Госреестр № 2473-00

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 837 Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0106080198 Госреестр № 27524-04

5 5

нн вв к к £ §

а

Ае

Р

144

РП-990, РУ-10 кВ, яч. ф. 6а

ТОЛ-НТЗ-10 кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 04969 Зав. № 05141 Госреестр № 51679-12

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 0759130000005 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.02.02 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 03030104 Госреестр № 20175-01

-

»С

Л

Э

W

о

А

З

Д

W

о

Активная

Реактивная

145

РП-990, РУ-10 кВ, яч. ф. 36а

ТОЛ-НТЗ-10 кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 04994 Зав. № 12082 Госреестр № 51679-12

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3210130000001 Госреестр № 16687-13

СЭТ-4ТМ.02.02 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 03033092 Госреестр № 20175-01

-

5 5

нн вв к к £ §

а

Ае

Р

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительноинформационных каналов при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

51(2)

I1(2)£ I изм< I 5 %

55 %,

I5 %£ I изм< I 20 %

520 %,

I 20 %£ I изм< I 100 %

5100 %,

I100 %£ I изм£ I 120 %

142 - 145 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,5Б

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,6

0,9

-

±2,7

±1,9

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,9

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,1

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,7

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительноинформационных каналов при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

51(2)%,

I 2 %£ I изм< I 5 %

55 %,

^-5 %£ I изм< I 20 %

520 %,

I 20 %£ I изм< I 100 %

5100 %,

3^100 %£ I изм£ I 120 %

142 - 145 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0

0,9

-

±7,1

±3,9

±2,9

0,8

-

±4,5

±2,5

±1,9

0,7

-

±3,7

±2,1

±1,7

0,5

-

±2,7

±1,6

±1,3

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

Примечания:

1.    Погрешность измерений 8i(2)%p и 5i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений 8i(2)%p и 51(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 относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

4.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение от 0,98-Цном 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 переменного тока питающей сети 0,9-Цном до 1,1 Ином,

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

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 15 °С 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 по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

-    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

-    УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

-    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

-    ИИС «Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 35000 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:

-    счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 113,7 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 средств измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Наименование

Тип

Кол.

Трансформатор тока

ТЛМ-10

4

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-10

4

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02

2

СЭТ-4ТМ.03

2

УСПД

RTU-325L

1

Преобразователь

Moxa NPort 5430

1

Источник бесперебойного питания

APC Back UPS CS 500

1

Коммутатор

SignaMax F0-065-7530i

1

Спутниковый терминал (VSAT)

SkyEdge Pro

1

Контроллер

СИКОН ТС65

1

Модем

Siemens MC-35i

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

Сервер коммуникационный (ПАО «МОЭСК»)

HP ProLiant ML350

1

Сервер БД (ПАО «МОЭСК»)

HP ProLiant ML370

1

Сервер БД (ЗАО «БЭЛС»)

Intel S5000PSL

1

Источник бесперебойного питания

APC SmartUPS 1000

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.112 ПФ

1

Методика поверки

РТ-МП-2815-500-2015

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-2815-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (142 - 145). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в ноябре 2015 г.

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

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;

-    СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в июне 2000 г.;

-    RTU-325L - по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

-    ИИС «Пирамида» - по методике ВЛСТ 230.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

-    УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 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.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе:

«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК № 142 - 145). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0032/2015-01.00324-2011 от 01.10.2015 г.;

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК №142 - 145)

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

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

3    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Развернуть полное описание