Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "БЭЛС" (ИИК № 146 - 150). 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 № 146 - 150)

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК № 146 - 150) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (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 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 37288-08 (Рег. № 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.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

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

передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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);

сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;

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

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. По окончании интервала интегрирования мощности (30 минут) текущие значения мощности добавляются в энергонезависимые регистры массива профиля мощности.

УСПД с периодичностью не реже одного раза в 30 минут опрашивают счетчики и осуществляют вычисление электроэнергии 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.

Коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД и считывает 30-минутный профиль электроэнергии для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения передаются в СБД ПАО «МОЭСК».

СБД ПАО «МОЭСК» 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 АО «АТС», ЦСИ филиала АО «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 Рег. № 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 и КС ПАО «МОЭСК» происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД и КС ПАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и КС ПАО «МОЭСК» на величину более ±1 с.

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

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.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) представлены в таблице 1.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Наименование ПО

ПО «Пирамида 2000»

Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

56f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48

Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

Состав измерительно-информационных каналов

Вид

электро

энергии

Наименование

ИИК

Трансфор

матор

напряжения

Счётчик

электрической

энергии

Трансформатор

тока

ИВКЭ

(УСПД)

Сервер

ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 200/5 Зав. № 15721 Зав. № 15719 Зав. № 15718 Рег № 25433-07

НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.т. 10000/100 Зав. № 352 Рег № 1109487

СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108075523 Рег № 27524-04

я яа ан

н

в

и

т

ПС 157 «Горенки» (220/10/6 кВ), РУ-10 кВ,

5СШ-10 кВ, ф. 512

1

06 -08 0-

L58

528

02

07

ка

ае

р

(N

3

-

U

T

R

ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 200/5 Зав. № 16632 Зав. № 16591 Зав. № 16608 Рег № 25433-07

НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.т. 10000/100 Зав. № 2450 Рег № 1109487

ПС 157 «Горенки» (220/10/6 кВ), РУ-10 кВ,

6СШ-10 кВ, ф. 612

СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108076966 Рег № 27524-04

я яа ан

г

е

Р

н

в

и

т

2

ка

ае

р

ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 600/5 Зав. № 60029 Зав. № 60031 Зав. № 60030 Рег № 25433-11

НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.т. 6000/100 Зав. № 3119 Рег № 2018605

“Вн

SSs

si з

«МО

ПС 194

«Кислородная» (110/10/6 кВ), РУ-6 кВ,

1СШ-6 кВ, ф. 43

СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0120070307 Рег № 27524-04

я яа ан

н

в

и

т

3

8

0

-

8

3 о

eg

« О

БС

СК

<

З

Д

Б

С

ка

ае

р

1

52

2

7

(N

СП

я

Н

Рч

О

0

№ 3

ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 600/5 Зав. № 60027 Зав. № 60028 Зав. № 60032 Рег № 25433-11

НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.т.6000/100 Зав. № 3164 Рег № 2018605

г

е

Р

ПС 194

«Кислородная» (110/10/6 кВ),

РУ-6 кВ, 3СШ-6 кВ, ф. 44

СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0120070154 Рег № 27524-04

я яа ан

н

в

и

т

4

ка

ае

р

8

0

ТОЛ-СВЭЛ кл.т. 0,2S кт.т. 600/5 Зав. № 1244318 Зав. № 1242272 Рег № 42663-09

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.т. 10000/100 Зав. № 1441 Рег № 831-69

L 27

£ ^ 00 СП

я

Н Рч

ПС 212 «Восточная» (220/110/10 кВ), РУ-10 кВ,

3СШ-10 кВ, ф. 4

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106071145 Рег № 27524-04

я яа ан

2

7

О

0

н

в

и

т

5

,01 гг, * £

ка

ае

р

в

а

З

г

е

Р

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 УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов.

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

Номер ИИК

СОЭф

Пределы допускаемой относ при измерении активной электриче применения АИ

ительной погрешности ИИК ;ской энергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), %

§1(2) %, I1(2)— 1 изм< 1 5 %

§5 %,

I5 %— 1 изм< 1 20 %

520 %,

1 20 %— 1 изм< 1 100 %

1I

0

0

%

I5

и0

з0

%

1

0

%

1, 2

ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2S

1,0

±1,2

±0,8

±0,8

±0,8

0,9

±1,3

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,4

±1,0

±0,9

±0,9

0,7

±1,6

±1,1

±1,0

±1,0

0,5

±2,2

±1,4

±1,2

±1,2

3, 4

ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2S

1,0

±1,3

±1,0

±0,9

±0,9

0,9

±1,4

±1,1

±1,0

±1,0

0,8

±1,6

±1,2

±1,1

±1,1

0,7

±1,8

±1,3

±1,2

±1,2

0,5

±2,4

±1,8

±1,6

±1,6

5

ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5S

1,0

±2,0

±1,6

±1,5

±1,5

0,9

±2,1

±1,7

±1,6

±1,6

0,8

±2,2

±1,8

±1,7

±1,7

0,7

±2,4

±2,0

±1,8

±1,8

0,5

±2,9

±2,5

±2,2

±2,2

Номер ИИК

БШф

Пределы допускаемой относительной ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения

АИИС КУЭ (5), %

1 2 %— 1 изм< 1 5 %

§5 %,

I5 %— 1 изм< 1 20 %

520 %,

1 20 %— 1 изм< 1 100 %

1I

0

0

%

I5

и0

з0

%

,

1

0

%

1, 2

ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5

0,44

±5,7

±2,2

±1,6

±1,4

0,6

±4,7

±1,8

±1,3

±1,2

0,71

±4,2

±1,6

±1,2

±1,1

0,87

±3,8

±1,4

±1,1

±1,1

3, 4

ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5

0,44

±5,9

±2,5

±2,1

±1,9

0,6

±4,8

±2,0

±1,5

±1,5

0,71

±4,4

±1,8

±1,4

±1,4

0,87

±4,0

±1,6

±1,2

±1,2

5

ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0

0,44

±10,9

±3,9

±2,9

±2,5

0,6

±8,5

±3,3

±2,4

±2,2

0,71

±7,6

±3,0

±2,2

±2,1

0,87

±6,7

±2,8

±2,1

±2,1

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).

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

Предел абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с.

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия применения:

параметры сети:

напряжение, % от U^

от 98 до 102

ток, % от ^ом

от 100 до 120

частота, Гц

от 49,85 до 50,15

коэффициент мощности cos9

0,9

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 30 до 80

Рабочие условия применения:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

от 90 до 110

ток, % от !ном

от 1 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, °С

от +40 до +50

температура окружающей среды для счетчиков, УСПД, УСВ °С

от +5 до +5

относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 75 до 98

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики:

среднее время наработки на отказ, часы, не менее:

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

среднее время наработки на отказ, часы, не менее:

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Глубина хранения информации

Счетчики:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113,7

при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление

за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

5

Сервер:

хранение результатов измерений и информации состояний средств

измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

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

В журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД.

Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии; пароль на УСПД;

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

Знак утверждения типа

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

Комплектность

приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТЛО-10

12 экз.

Трансформатор тока

ТОЛ-СВЭЛ

2 экз.

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

2 экз.

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

2 экз.

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

1 экз.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

4 экз.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.01

1 экз.

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325L

3 экз.

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

2 экз.

Сервер (ПАО «МОЭСК»)

Сервер на базе IBM-совместимого промышленного компьютера

2 экз.

Сервер БД (ЗАО «БЭЛС»)

Сервер на базе IBM-совместимого промышленного компьютера

1 экз.

Паспорт - формуляр

ЭССО.411711.АИИС.112.05 ПФ

1 экз.

Методика поверки

РТ-МП-5272-500-2018

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-5272-500-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК № 146 - 150). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2018 г.

Основные средства поверки:

«Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;

Термометр электронный «Center 315» регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-09.

Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 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 оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК №146 - 150)». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0005/2018-01.00324-2011 от 14.02.2018г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК № 146 - 150)

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