Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "НижегородЭнергоТрейд" (ОАО "Букет Чувашии"). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "НижегородЭнергоТрейд" (ОАО "Букет Чувашии")

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 376 п. 11 от 28.03.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ОАО «Букет Чувашии») (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности в точках измерения ООО «НижегородЭнергоТрейд», сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;

- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных 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), соподчинённой национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - информационно измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.

2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя информационно-вычислительный комплекс «ИКМ-Пирамида» производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (№ 45270-10 в Государственном реестре средств измерений), устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2 производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (№ 41681-10 в Государственном реестре средств измерений), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» произ-

Лист № 2

Всего листов 8 водства ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (№ 21906-11 в Государственном реестре средств измерений), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

На уровне ИВК обеспечивается:

- автоматический регламентный сбор результатов измерений;

- автоматическое выполнение коррекции времени;

- сбор данных о состоянии средств измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;

- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;

- ведение нормативно-справочной информации;

- ведение «Журналов событий»;

- формирование отчетных документов;

- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;

- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

- диагностику работы технических средств и ПО;

- разграничение прав доступа к информации;

- измерение интервалов времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:

- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

- показатели режимов электропотребления;

- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;

- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.

Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые совместно с первичными напряжениями по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:

Лист № 3

Всего листов 8

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

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Счетчики электроэнергии по запросу ИВК передают измерительную информацию по каналам связи сотового оператора GSM-стандарта в ЦСОИ, где происходит обработка и хранение результатов измерений.

ИИК, ИВК и линии связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Метрологические характеристики и состав первого уровня ИК указан в таблице 2.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя устройства УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. Погрешность синхронизации не более ±0,35 с. УСВ-2 осуществляет коррекцию показаний внутренних часов ИВК «ИКМ-Пирамида» не реже чем 1 раз в 1 час независимо от величины расхождения. Коррекция показаний часов счетчика электроэнергии с показаниями часов ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит один раз в сутки независимо от величины расхождения.

Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.

Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика электрической энергии;

- испытательной коробки;

- сервера БД;

б) защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер.

Программное обеспечение

Прикладное программное обеспечение «Пирамида 2000» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - С, согласно МИ 3286-2010.

Идентификационное наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения

Другие идентификационные данные

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

3.0

e55712d0b1b219065 d63da949114dae4

CalcClients.dll

MD5

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения

Другие идентификационные данные

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

1

2

3

4

5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

3.0

b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f

CalcLeakage.dll

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

3.0

d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac

CalcLosses.dll

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

3.0

52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83

Metrology.dll

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

3.0

6f557f885b737261

328cd77805bd1ba7

ParseBin.dll

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

3.0

48e73a9283d1e664

94521f63d00b0d9f

ParseIEC.dll

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

3.0

c391d64271acf405

5bb2a4d3fe1f8f48

ParseModbus.dll

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

3.0

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

ParsePiramida.dll

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

3.0

530d9b0126f7cdc2

3ecd814c4eb7ca09

SynchroNSI.dll

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

3.0

1ea5429b261fb0e2

884f5b356a1d1e75

VerifyTime.dll

MD5

Технические характеристики

Состав 1-ого уровня ИК и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2. Метрологические характеристики ИК и состав 1-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ.

ИК

Наименование присоединения

ТТ

ТН

Счетчик

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

1

РП-6 кВ «Элеватора», 1СШ 6 кВ, ячейка № 1

ТПК-10;

400/5;

к.т. 0,5S;

№ в Госреестре

22944-07

ЗНОЛ; 6000^3/ 100^3

к.т. 0,5;

№ в

Госреестре 46738-11

СЭТ-4ТМ.03; к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 27524-04

активная реактивная

±0,9

±2,0

±5,6

±5,4

2

РП-6 кВ «Элеватора», 2СШ 6 кВ, ячейка № 18

ТПК-10;

400/5;

к.т. 0,5S; № в Госреестре 22944-07

ЗНОЛ; 6000^3/ 100^3 к.т. 0,5; № в Госреестре 46738-11

СЭТ-4ТМ.03; к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 27524-04

активная реактивная

±0,9

±2,0

±5,6

±5,4

3

РП-6кВ ОАО "Букет Чувашии", 1СШ 6 кВ, ячейка № 19

ТПЛ-10-М; 100/5;

к.т. 0,5;

№ в Госреестре 22192-03

НТМИ-6-66; 6000/100 к.т. 0,5; № в Госреестре 2611-70

СЭТ-4ТМ.03; к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 27524-04

активная реактивная

±1,1

±2,0

±5,4

±4,6

4

РП-6 кВ ОАО «Букет Чувашии», РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ОАО «Пром-трак»

ТОП;

200/5;

к.т. 0,5S; № в Госреестре 47959-11

-

СЭТ-4ТМ.03; к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 27524-04

активная реактивная

±0,7

±1,8

±5,5

±5,3

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.

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

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1 - 1,2) 1ном, cos9 = 0,8 инд.;

- температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;

- относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

- частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4 Гц;

- индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном;

0,5 инд < cos9 < 0,8 емк;

- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С;

- счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;

- относительная влажность воздуха до 90 % при температуре окружающего воздуха 30°С;

- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

- индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.

6. Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик электрической энергии - для СЭТ-4ТМ.03 среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

- устройство синхронизации системного времени - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на верхнюю часть титульного листа руководства по эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.

Таблица 3 Комплект поставки средства измерений

Наименование изделия

Кол-во шт.

Примечание

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03

4

Трансформатор тока ТПК-10

4

Трансформатор тока ТПЛ-10-М

2

Трансформатор тока ТОП

3

Трансформатор напряжения ЗНОЛ

6

Трансформатор напряжения НТМИ-6-66

1

ИВК "ИКМ-Пирамида"

1

Устройство синхронизации времени УСВ-2

1

GSM-Модем Centurion MC 52iT

3

Контроллер Сикон ТС65

1

Специализированное программное обеспечение «Пирамида 2000»

1

Методика поверки ЭПС 1248РД-13.01.МП

1

Инструкция по эксплуатации ЭПС 1248РД-13.ИЭ

1

Паспорт ЭПС 1248РД-13.ПС

1

Поверка

осуществляется по документу ЭПС 1248РД-13.01.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ОАО «Букет Чувашии») Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 12.12.2013 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- для счетчиков электрических многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ;

- для устройства синхронизации времени УСВ-2- в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 237.00.001И1;

- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки тран форматоров напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка тран форматоров тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиосервером РСТВ-01;

- термогигрометр «CENTER» (мод.314).

Сведения о методах измерений

Метод измерений описан в методике измерений НЭК 02.032.00.000 МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.

Нормативные документы

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.

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

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

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

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Лист № 8

Всего листов 8

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание