Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Энергомаш" (Белгород) - "БЗЭМ" пл. ЗМК. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Энергомаш" (Белгород) - "БЗЭМ" пл. ЗМК

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 6378 от 12.12.11 п.24
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 44731
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Энергомаш» (Белгород) - «БЗЭМ» пл. ЗМК (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», филиал ОАО «СО ЕЭС» - Белгородское РДУ, ОАО «Белгородская сбытовая компания» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-01), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

1-ый уровень - 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.

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 Госреестр № 28822-05, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер с функциями АРМ (автоматизированное рабочее место), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 Госреестр № 28716-05, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

периодический (1 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 (1 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», филиал ОАО «СО ЕЭС» - Московское РДУ, ОАО «Мосэнергосбыт» 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 (коррекция времени);

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.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским зимним временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.

УСПД СИКОН С70, установленный на ЦРП-6 кВ, один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивает счетчики, также в нём осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1 так, как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.

Сервер, установленный в ЦСОИ ЗАО «Энергомаш» (Белгород), с периодичностью один раз в сутки по выделенному каналу, через модем (основной канал) или по GSM-модему (резервный канал) опрашивает контроллер СИКОН С70 и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки, и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).

Сервер, в автоматическом или ручном режиме 1 раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, производит вычисление получасовых значений электроэнергии (на основании считанного профиля мощности), формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.

АРМ, установленные в ЦСОИ ЗАО «Энергомаш (Белгород) - БЗЭМ», считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ).

Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-1. Коррекция времени в УСВ-1 происходит от GPS-приемника.

Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-1. Синхронизация времени сервера происходит каждый час (на границе 10 минут, т.е. по маске **:10:00), коррекция времени сервера с временем УСВ-1 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-1, т.е. сервер входит в режим подчинения устройству точного времени и устанавливает время с УСВ-1.

Сличение времени УСПД с временем сервера - при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с.

Сличение времени счетчиков с временем УСПД - при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

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 ИВК «Пирамида», ПО СОЕВ.

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Пирамида 2000»

модуль, объединяющий драйвера счетчиков

BLD.dll

Версия 8

58a40087ad0713aaa6

668df25428eff7

MD5

драйвер кэширования ввода данных

cachect.dll

7542c987fb7603c985

3c9alll0f6009d

драйвер опроса счетчика СЭТ 4ТМ

Re-gEvSet4tm.dll

3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967

драйвера кэширования и опроса данных контроллеров

caches 1.dll

b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb

cacheS10.dll

6802cbdeda81 efea2b 17145ffl22efOO

siconsl0.dll

4b0ea7c3e50a73099f c9908fc785cb45

sicons50.dll

8d26c4d519704b0bc

075e73fDlb72118

драйвер работы с СОМ-портом

comrs232.dll

bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf

драйвер работы с БД

dbd.dll

feO5715defeec25eO62 245268ea0916a

библиотеки доступа к серверу событий

ESCli-ent_ex.dll

27c46d43bllca3920c f2434381239d5d

filemap.dll

C8b9bb71f9faf20774

64df5bbd2fc8e

библиотека проверки прав пользователя при входе

plogin.dll

40cl0e827a64895c32

7e018dl2f75181

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

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3. Таблица 2

ИИК

Наименование объекта

Состав измерительно-информационных комплексов

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

1

ЦРП-6, РУ-6 кВ, яч. 47 «ЗМК-2»

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 55510 Зав. № 53768 Зав. № 55455 Росреестр № 15128-07

ЗНОЛП

Кл. т. 0,5 6000/73/100/73 Зав. № 0002980 Зав. № 0002999 Зав. № 0002990

Росреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106060126 Росреестр № 27524-04

СИКОН С70 №01474 Росреестр № 28822-05

Активная Реактивная

2

ЦРП-6, РУ-6 кВ, яч. 1 «ЗМК-1»

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 17174-10 Зав. № 18399-10 Зав. № 18078-10

Росреестр № 32139-06

ЗНОЛП

Кл. т. 0,5 6000/73/100/73 Зав. № 0002980 Зав. № 0002999 Зав. № 0002990

Росреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106063038 Росреестр № 27524-04

Активная Реактивная

3

ЦРП-6, РУ-6 кВ, яч. 2 «ЗМК-3»

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 18073-10 Зав. № 18034-10 Зав. № 18074-10

Росреестр № 32139-06

ЗНОЛП

Кл. т. 0,5 6000/73/100/73 Зав. № 0003314 Зав. № 0003281 Зав. № 0003278

Росреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0105061179 Росреестр № 27524-04

Активная Реактивная

4

ЦРП-6, РУ-6 кВ, яч. 43 «Белго-родрыба»

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 18147-10 Зав. № 18148-10

Росреестр № 32139-06

ЗНОЛП

Кл. т. 0,5 6000/73/100/73

Зав. № 0002980

Зав. № 0002999

Зав. № 0002990

Росреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106063164 Росреестр № 27524-04

Активная Реактивная

5

РУ-0,4 кВ ФОКа, КЛ-0,4 кВ ООО «ШФ Диная»

Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 77116 Зав. № 77052 Зав. № 77004 Росреестр 22656-02

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0103064063 Росреестр № 27524-04

Активная Реактивная

6

КТП-17, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ГУ МЧС по Белгородской области

Т-0,66

Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 23055 Зав. № 23056 Зав. № 23029

Росреестр 22656-02

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0103064035 Росреестр № 27524-04

Активная Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

7

РУ-0,4 кВ Столовой, КЛ-0,4 кВ ЩО-5 МУП «Белгородбла-гоустройство»

Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 081027 Зав. № 081028 Зав. № 081021

Госреестр 22656-02

-

СЭТ-4ТМ.03.09

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 12041073 Госреестр № 27524-04

СИКОН С70 №01474 Госреестр № 28822-05

Активная Реактивная

8

РУ-0,4 кВ Столовой, КЛ-0,4 кВ ЩО-6 МУП «Белгородбла-гоустройство»

Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 081024 Зав. № 081022 Зав. № 081025

Госреестр 22656-02

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 05051239 Госреестр № 27524-04

Активная Реактивная

Таблица 3

Границы допускаемой относительной погрешности измерения бочих условиях эксплуатации АИ

истивной электрической энергии в раИС КУЭ

Номер ИИК

COSф

§1(2) %, I1(2)— I изм< I 5 %

§5 %, I5 %— I изм< I 20 %

§20 %, I 20 %— I изм< I 100 %

§100 %, I100 %— I изм— I 120 %

1-3

TT-0,5S; ТН-0,5;

Ch-0,5S

1,0

±2,4

±1,7

±1,6

±1,6

0,9

±2,8

±1,9

±1,7

±1,7

0,8

±3,3

±2,2

±1,9

±1,9

0,7

±3,9

±2,5

±2,1

±2,1

0,5

±5,7

±3,4

±2,7

±2,7

4 ТТ-0,5; ТН-0,5; Ch-0,5S

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

5-8 ТТ-0,5; Ch-0,5S

1,0

-

±2,2

±1,6

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,1

±2,0

±1,7

0,7

-

±3,7

±2,3

±1,9

0,5

-

±5,6

±3,1

±2,4

Границы допускаемой относ

;ительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер ИИК

COSф

§1(2)%,

I 2 %— I изм< I 5 %

§5 %, I5 %— I изм< I 20 %

§20 %, I 20 %— I изм< I 100 %

§100 %, I100 %— I изм— I 120 %

1-3

TT-0,5S; ТН-0,5;

Сч-1,0

0,9

±8,1

±4,8

±3,3

±3,1

0,8

±6,1

±3,7

±2,6

±2,5

0,7

±5,2

±3,3

±2,4

±2,3

0,5

±4,4

±2,9

±2,2

±2,1

4 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0

0,9

-

±7,6

±4,2

±3,2

0,8

-

±5,0

±2,9

±2,4

0,7

-

±4,2

±2,6

±2,2

0,5

-

±3,3

±2,2

±2,0

5-8 ТТ-0,5; Сч-1,0

0,9

-

±7,5

±3,9

±2,8

0,8

-

±4,9

±2,7

±2,2

0,7

-

±4,2

±2,4

±2,0

0,5

-

±3,2

±2,0

±2,0

лист № 6

Всего листов 9 Примечания:

1. Погрешность измерений 81(2% и 8](2)°%q для cosq>=1,0 нормируется от 1% а погрешность измерений 81(2% и 81(2)<%Q для cosq<1,0 нормируется от 12%.

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-ином до 1,02• ином;

• сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cos<р 0,9 инд;

• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение питающей сети 0,9-Uhom до 1,1- ином,

• сила тока от 0,011ном до 1,2 1ном для ИИК № 1-3 и от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 4-8;

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 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 19832001, счетчики по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее

90000 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, 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);

• 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

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИ-ИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4

№ п/п

Наименование

Тип

Кол.

1

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

3

2

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

8

3

Трансформатор тока

Т-0,66

12

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП

6

5

Электросчетчик

СЭТ-4ТМ.03

8

6

Контроллер (УСПД)

СИКОН С70

1

7

Источник бесперебойного питания

APC BackUPS CS 500

1

8

Конвертер RS-485/ RS-232

ПИ-1

4

9

Модем

Zelax М-16ОД

6

10

Модем

Siemens TC-35i

2

11

Сервер

TiScom R120R3

1

12

Источник бесперебойного питания

APC SmartUPS 1000

1

13

Устройство синхронизации системного времени

УСВ-1

1

14

Методика поверки

МП 1124/446-2011

1

15

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.177 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1124/446-2011 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Энергомаш» (Белгород) - «БЗЭМ» пл. ЗМК. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Рос-тест-Москва» в октябре 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 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, 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 системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Энергомаш» (Белгород) - «БЗЭМ» пл. ЗМК. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 937/446-01.00229-2011 от 26 октября 2011 г.

Нормативные документы

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.

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

5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание