Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО "Русское Время"
Номер в ГРСИ РФ: | 46890-11 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ИТК Синтегра", г.Нижний Новгород |
Для измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии в точках измерений ООО "Русское Время", интервалов времени, календарного времени.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 46890-11 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО "Русское Время" |
Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94, ГОСТ 26035-83, ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2011 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМС |
Адрес центра | 119361, г.Москва, Озерная ул., 46 |
Руководитель центра | Кононогов Сергей Алексеевич |
Телефон | (8*095) 437-55-77 |
Факс | 437-56-66 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 42741 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | Приказ 2412 от 27.05.11 п.43 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИТК Синтегра", г.Нижний Новгород
Россия
603058, ул.Новикова-Прибоя, д.4, тел./факс (831) 411-55-98, E-mail: info@s-integra.ru
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | 1000035.АИИС.ЭД.МП |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
46890-11: Описание типа СИ | Скачать | 526.7 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «Русское Время» (далее - АИИС КУЭ ООО «Русское Время») предназначена для измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии в точках измерений ООО «Русское Время», интервалов времени, календарного времени.
Описание
АИИС КУЭ ООО «Русское Время», заводской №1 представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из двух измерительных каналов (ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ) и измерительновычислительного комплекса (ИВК).
АИИС КУЭ ООО «Русское Время» решает следующие задачи:
- организация автоматизированного коммерческого учета электроэнергии в точках измерений ООО «Русское Время»;
- обмен информацией с заинтересованными участниками ОРЭ по согласованному формату и регламенту;
- формирования отчетных документов.
АИИС КУЭ ООО «Русское время» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности по ГОСТ Р 30206-94 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах АИИС КУЭ ООО «Русское Время».
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи.
3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя промышленный сервер (далее - сервер), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ).
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 электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485 (счетчик - УСПД).
В УСПД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и передача накопленных данных на уровень ИВК.
Передача данных с уровня ИВКЭ на уровень ИВК осуществляется с помощью сетей стандарта GSM операторов сотовой связи в режиме пакетной передачи данных с использованием
технологии GPRS через интернет (основной канал) и в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD (модемное соединение) (резервный канал).
На верхнем уровне системы выполняется автоматизированный сбор и хранение результатов измерений, диагностика состояния средств измерений, подготовка и отправка отчетов.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - не менее 35 суток;
- УСПД - не менее 35 суток;
- сервер ИВК - не менее 3,5 лет.
Для выдачи данных об энергопотреблении на сервер баз данных энергоснабжающей организации, ОАО «СО ЕЭС» и другим заинтересованным субъектам предусмотрено использование основного и резервного каналов связи:
- основной канал: сеть интернет, рассылка XML и АСКП файлов по электронной почте. Скорость передачи данных составляет не менее 115200 бит/с.;
- резервный канал: сотовая связь стандарта GSM. Скорость передачи данных составляет не менее 9600 бит/с.
АИИС КУЭ ООО «Русское Время» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УСВ-2, включающего в себя ГЛОНАСС/GPS-приемник. УСВ-2 синхронизирует время по сигналам поверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Сервер ИВК периодически (1 раз в 1 час) производит синхронизацию системного времени со временем УСВ-2, вне зависимости от наличия расхождения, погрешность синхронизации не более 0,2 с. Сервер ИВК периодически (1 раз в 1 час) производит синхронизацию времени на УСПД, вне зависимости от наличия расхождения. УСПД во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин) сравнивает время на счетчиках электроэнергии. При обнаружении расхождения больше +2 с времени в счетчике электроэнергии от времени в УСПД производится синхронизация времени счетчика.
Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение средства измерения
ПО «Пирамида 2000» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000» и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S; 0,5).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ИВК «Пирамида 2000», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного АИИС КУЭ ООО «Русское Время», приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификацион ный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Пирамида 2000. Сервер |
P2KServer.exe |
20.02/2010/С-300 |
111b7d2c3ce45ac4a0e d2aec8cccae59 |
MD5 |
В соответствии с МИ 3286-2010 установлен уровень «С» защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений.
Технические характеристики
Таблица 2
Параметр |
Значение |
Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электроэнергии |
Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3. |
Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В Частота, Г ц |
220±22 50±1 |
Температурный диапазон окружающей среды: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С |
от 0 до +30 от -30 до +30 |
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл |
0,5 |
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения |
25-100 |
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % |
0,25 |
Первичные номинальные напряжения, кВ |
6 |
Первичные номинальные токи, кА |
1 |
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
Номинальный вторичный ток, А |
5 |
Количество точек учета, шт. |
2 |
Интервал измерений, минут |
30 |
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки |
±5 |
Средний срок службы системы, не менее, лет |
10 |
Таблица 3
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения электрической энергии, %.
№ ИК |
Состав ИК |
cos ф (sin ф) |
5 5%I I5 %—I<I20 % |
5 20%I I20 %<I<I100 % |
5 100%i I100 %<I<I120 % |
1, 2 |
ТТ (класс точности 0,5) ТН (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 0,2S) |
1 |
WP5%< WPu3M<WP20% |
WP20%< W1>ii:m <WP100% |
Wp100%< WPu3M<WP120% |
±1,9 |
±1,2 |
±1,1 | |||
0,8 (инд.) |
WP4%< WPu3M<WP16% |
Wp16%< WPu3M<WP80% |
Wp80%< WPu3M<WP96% | ||
±3,0 |
±1,8 |
±1,5 | |||
0,5 (инд.) |
WP2,5%< WPu3M<WP10% |
Wp10%< Wpu3M<Wp50% |
Wp50%< Wpu3M<Wp60% | ||
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |||
ТТ (класс точности 0,5) ТН (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 0,5) (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
WQ4%< WQu3M<WQ16% |
Wq16%< Wqu3m<Wq80% |
WQ80%< Wqu3m<Wq96% | |
±4,6 |
±2,6 |
±2,0 | |||
0,5 (0,87) |
WQ2,5%< WQu3M<WQ10% |
WQ10%< WQu3M<WQ50% |
WQ50%< WQu3M<WQ60% | ||
±2,9 |
±1,7 |
±1,5 |
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 4.
Таблица 4. Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики.
Канал измерений |
Средство измерений |
Ктт • Ктн • Ксч |
Наименование измеряемой величины | |||||
Номер ИК, код точки измерен ий |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
АИИС КУЭ ООО «Русское Время» |
УСПД |
№ 28822-05 |
СИКОН С70 |
№ 05644 |
Энергия ;и<тивн;1я,\¥р Энергия реакmивная,WQ Календарное время | |||
1 |
КЛ 603 ПС 35/6 «Саваслейка» |
II |
КТ 0,5 Ктт=200/5 Гос. р. № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
№ 1531 |
о о о ci |
Ток первичный,11 |
С |
ТЛМ-10 |
№ 3515 | ||||||
ТН |
КТ 0,5 Ктн=6000/100 Гос. р. № 2611-70 |
А В С |
НТМИ-6-66 |
№ б/н |
Напряжение первичное,и1 | |||
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5 Ксч=1 Гос. р. № 27524-04 К, 5000 имп/кВт^ч (квар^ч) 1ном = 1 А |
СЭТ-4ТМ.03 |
№0108075931 |
Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,и2 Энергия активная^р Энергия реактивная,WQ Календарное время | ||||
2 |
КЛ 604 ПС 35/6 «Саваслейка» |
II |
КТ 0,5 Ктт=200/5 Гос. р. № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
№ 1522 |
24 000 |
Ток первичный, I1 |
С |
ТЛМ-10 |
№ 1512 | ||||||
ТН |
КТ 0,5 Ктн=6000/100 Гос. р. № 2611-70 |
А В С |
НТМИ-6-66 |
№ 0009 |
Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5 Ксч=1 Гос. р. № 27524-04 К,=5000 имп/кВт^ч (квар^ч) 1ном = 1 А |
СЭТ-4ТМ.03 |
№0108076064 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
Примечание: в процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ ООО «Русское Время»: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов, классы точности которых должны быть не хуже классов точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ ООО «Русское Время» как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более t8=2 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более t8=2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=45000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более t8=1 ч;
Надежность системных решений:
- резервирование электрического питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование внешних каналов передачи данных осуществляется посредством использования основного и резервного каналов связи:
- основной канал: рассылка XML и АСКП файлов по электронной почте. Скорость передачи данных составляет не менее 115200 бит/с.;
- резервный канал: сотовая связь стандарта GSM. Скорость передачи данных составляет не менее 9600 бит/с.
Регистрация событий:
Журнал событий счетчика:
- результаты самодиагностики счетчика;
- открытия и закрытия защитной крышки (электронной пломбы);
- изменение паролей счетчика;
- коррекция даты и времени;
- несанкционированный программный доступ;
- модификация программы;
- замена версии программного обеспечения;
- пропадание и появление напряжения пофазно;
- начало и окончание перерыва основного питания;
- автоматический переход счетчика на резервное питание и обратно;
- включение и выключение счетчика.
Журнал событий УСПД:
- программный перезапуск;
- аппаратный перезапуск;
- результаты самодиагностики;
- включение и выключение устройства;
- коррекция времени;
- начало и окончание перерыва основного питания;
- автоматический переход на резервное питание и обратно.
Журнал событий ИВК:
- программный перезапуск;
- аппаратный перезапуск;
- результаты самодиагностики прикладного ПО;
- коррекция времени (при выходе за пределы + 5 секунд);
- автоматический переход на резервное питание и обратно.
Защищенность применяемых компонентов:
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательных коробок;
- шкафа УСПД;
- помещения серверной.
Защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка паролей на счетчик;
- установка паролей на УСПД;
- установка паролей на сервер ИВК и АРМ.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «Русское Время».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ООО «Русское Время» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплект поставки приведен в таблицах 4, 5.
Таблица 5
Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации |
Необходимое количество для АИИС КУЭ ООО «Русское Время» |
Сервер HP ProLiant DL160 G6; сотовый модем стандарта GSM 900/1800 Siemens ES75. |
1 комплект |
Шкаф УСПД (УСПД СИКОН С70; коммуникатор GSM C-1.01; ИБП Back UPS 500 ВА APC) |
1 комплект |
Программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000.Сервер» Версия 20.02/2010/С-300 |
1 комплект |
Устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (зав. № 2175) |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации (1000035.АИИС.ЭД.И3) |
1 шт. |
Методика поверки (1000035.АИИС.ЭД.МП) |
1 шт. |
Формуляр (1000035.АИИС.ЭД.ПС) |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «Русское Время». Методика поверки» 1000035.АИИС.ЭД.МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- средства поверки УСПД СИКОН С70 в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С70. Методика поверки. ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 году;
- оборудование для поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки (ВЛСТ 237.00.000 И1), утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2009 году;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;
- термогигрометр «CENTER» (мод. 314): диапазон измерений температуры от -20 до +60°С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Сведения о Методике измерений изложены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «Русское Время». (1000035.АИИС.МИ).
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2 S и 0,5 S).
4. ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
5. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
6. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.