Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) и подсистемы присоединений малой мощности ОАО "Калугапутьмаш". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) и подсистемы присоединений малой мощности ОАО "Калугапутьмаш"

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 03д от 29.07.10 п.278
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 40452
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ЗАО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) и подсистема присоединений малой мощности ОАО «Калугапутьмаш» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов. В частности, АИИС КУЭ предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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);

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

передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;

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).

Данное описание также распространяется на присоединения, суммарная присоединенная

мощность которых составляет менее 2,5% от общей присоединенной мощности технологических объектов ОАО «Калугапутьмаш», и не включенные в автоматизированную систему сбора данных. Сбор данных для предоставления XML-отчетности и проведения расчетов за отпущенную с таких точек электроэнергию осуществляется путем ежемесячного снятия показаний счетчиков электроэнергии в виде архивов 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии за предыдущий месяц.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии Альфа Плюс класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии 1,0 ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (3 измерительных каналов).

2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «СИКОН С70».

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, ИВК «ИКМ-Пирамида», сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

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 и напряжения электрического тока 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера сбора данных). АИИС оснащена устройством синхронизации системного времени на основе приемника GPS сигналов точного времени УСВ-1. Время ИВК «ИКМ-ПИРАМИДА» синхронизировано с временем УСВ-1, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Время УСПД «СИКОН С70» синхронизируется с ИВК «ИКМ-ПИРАМИДА», синхронизация осуществляется один раз в сутки, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с временем УСПД производится один раз в 30 минут. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени счетчиков с временем «СИКОН С70» на величину ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Подсистема присоединений малой мощности представляет собой совокупность автономных измерительных каналов, не имеющих связи с верхним уровнем АИИС КУЭ. Подсистема состоит из ТТ класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счетчиков активной электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1. Метрологические характеристики ИК

Номера точек измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

КМЗ-1, ПО кВ

ТЛШ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав.№715 Зав.№ 1134

НАМИ-10-95 Кл. т. 0,5 6000/100

Зав.№ 1263

Альфа Плюс A2R-3-AL-C25-T+ Кл. т. 0,5S/l,0 Зав.№ 01 089 253

СИКОН С70 Зав. № 4225

Активная, реактивная

± 1,2

±2,8

±3,3

±5,2

2

КМЗ-2, ПО кВ

ТЛШ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав.№1146 Зав.№1129

НАМИ-10-95 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ 1262

Альфа Плюс A2R-3-AL-C25-T+ Кл. т. 0,5S/l,0 Зав.№01 089 251

3

ТП№142

ТПОЛ-Ю Кл. т. 0,5 600/5 3ав.№ 34556 Зав.№ 8176

НАМИ-10-95 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ 1263 Зав.№ 1262

Альфа Плюс A2R-3-AL-C25-T+ Кл. т. 0,5S/l,0 Зав.№ 01 089 252

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики подсистемы присоединений малой мощности.

Номера точек измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

Отходящий КЛ-бкВ «ТП-1 -Дистанция электроснабжен ИЯ»

ТПФМУ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав.№ 65414 Зав.№4158

НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

Зав.№ 597 Зав.№ 612

ПСЧ-4ТМ.05М.09 Кл. т. 0,5S Зав.№ 0612092963

-

Активная

± 1,2

±3,3

2

ТП-142; отхдящий КЛ-6кВ «ГРУ1 -Воспитательная колония УИН»

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 75/5 Зав.№ 38605 3ав.№83562

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100

Зав.№ 1234 Зав.№ 1237

ПСЧ-4ТМ.05М.09 Кл. т. 0,5S Зав.№ 0612096735

Номера точек измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

3

ТП-17 отход. КЛ-бкВ «ТП-17-АОЗТ «СБС»

ТПЛМ-10

Кл. т. 0,5 100/5 Зав.№ 07749 Зав.№ 08163

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ 2608 Зав.№ 2599

ПСЧ-4ТМ.05М.09 Кл. т. 0,5S Зав.№ 0612096771

-

Активная

± 1,2

±3,3

4

ТП-17 отход. КЛ-бкВ «ТП-17-ОАО «КАЗР»

ТПЛМ-10

Кл. т. 0,5 200/5 Зав.№ 12059 Зав.№ 20170

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ 2608 Зав.№ 2599

ПСЧ-4ТМ.05М.09 Кл. т. 0,5S Зав.№ 0612096743

5

Отходящая линия КЛ-бкВ «ГРУ1 -Г орэлектросеть»

ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав.№ 92346 Зав.№ 92341

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 6000/100

Зав.№ 1242 Зав.№ 1233

ПСЧ-4ТМ.05М.09 Кл. т. 0,5S Зав.№ 0612096733

6

Отходящая КЛ-0,4кВ

<ТП -18(цеха 26

-Хозяйственное управление администрации»

Т-0,66М УЗ Кл. т. 0,5 150/5 Зав.№ 140529 Зав.№ 140530 Зав.№ 140531

-

ПСЧ-4ТМ.05М.11 Кл. т. 0,5S Зав.№ 0603100001

Активная

± 1,0

±3,2

7

Отходящая КЛОД кВ «ТП -6 -а/к «Машиностроит ель»

Т-0,66М УЗ Кл. т. 0,5 200/5 Зав.№ 144117 Зав.№ 144120 Зав.№ 144121

-

ПСЧ-4ТМ.05М.11 Кл. т. 0,5S Зав.№ 0603100140

8

Отходящая КЛОД кВ «ТП -20 -а/к «Конструктор»

Т-0,66М УЗ Кл. т. 0,5 200/5

Зав.№ 144116 Зав.№ 144119 Зав.№ 144122

-

ПС4-4ТМ.05М.11 Кл. т. 0,5S Зав.№ 0612093103

9

Отходящая КЛОД кВ «ТП -20 -а/к «Марс»

Т-0,66М УЗ Кл. т. 0,5 150/5 Зав.№ 140526 Зав.№ 140527 Зав.№ 140528

ПС4-4ТМ.05М.11 Кл. т. 0,5S

Зав.№ 0603100029

Номера точек измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

10

Отходящая КЛ-0,4кВ «ТП-18(ц.26)-МУП управление общежитий»

Т-0,66М УЗ Кл. т. 0,5 100/5 Зав.№ 143505 Зав.№ 143506 Зав.№ 143507

-

ПСЧ-4ТМ.05М.11 Кл. т. 0,5S Зав.№ 0603100008

Активная

± 1,0

±3,2

11

Отходящая КЛ-0,4 кВ «ТП-1 -Столовая»

Т-0.66М УЗ Кл. т. 0,5 200/5 Зав.№ 144114 Зав.№ 144115 Зав.№ 144118

-

ПСЧ-4ТМ.05М.11 Кл. т. 0,5S Зав.№ 0609091129

12

Отходящая КЛ-0,4 кВ «ТП -5 - садов, товарищество «Ветеран»

Т-0,66М УЗ Кл. т. 0,5 100/5 Зав.№ 106242 Зав.№ 143509 Зав.№ 143510

-

ПС4-4ТМ.05М.11 Кл. т. 0,5S Зав.№ 0603100022

13

Отходящая КЛ-0,4 кВ «ТП -4 -профессиональ ное училище-1»

Т-0,66М УЗ Кл. т. 0,5 150/5 Зав.№ 107090 Зав.№ 006564 Зав.№ 006565

-

ПС4-4ТМ.05М.11 Кл. т. 0,5S Зав.№ 0603100050

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 ч-1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;

падение напряжения в линии соединения счетчика с TH не более 0,25%;

температура окружающей среды (20 + 5) °C.

4. Рабочие условия:

параметры сети:

напряжение (0,9 ч- 1,1) Ином; ток (0,05ч- 1,2) 1ном и ток (0,05ч-1,2) 1ном; 0,5 инд.<созф<0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков от минус 40 до + 70С; для УСПД от минус 10 до +50 °C, для сервера от +15 до +35 °C;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °C до +40 °C;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 и ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик Альфа Плюс - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

- УСПД «СИКОН 70», ИВК «ИКМ-ПИРАМИДА» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч.

Надежность системных решений:

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

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

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

- электросчетчика,

- УСПД,

- сервера.

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 не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД «СИКОН 70» - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - 3 года.

- ИВК «ИКМ-ПИРАМИДА» - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 года.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) и подсистему присоединений малой мощности ОАО «Калугапутьмаш».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ и подсистемы присоединений малой мощности ОАО «Калугапутьмаш» определяется проектной документацией на систему.

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

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) и подсистема присоединений малой мощности ОАО «Калугапутьмаш». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2010 года.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

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

- Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.162РЭ1 «Счетчик электрической многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Методика поверки»;

- Счетчик Альфа Плюс - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа Плюс. Методика поверки»;

- УСПД «СИКОН С70» - по методике поверки «Сетевой индустриальный контроллер «СИКОН С70». Методика поверки» ВЛСТ 220.00.000.И1;

- Устройство синхронизации времени УСВ-1 - по методике поверки «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки» ВЛСТ 221.00.000 И1;

- ИВК «ИКМ-ПИРАМИДА» - по методике поверки «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-ПИРАМИДА». Методика поверки» ВЛСТ 230.00.000.И1.

Приемник сигналов точного времени от системы GPS.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

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

положения».

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) и подсистемы присоединений малой мощности ОАО «Калугапутьмаш» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.

Развернуть полное описание