Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Арктик-энерго"
Номер в ГРСИ РФ: | 50375-12 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Инженерный центр "Энергосервис", г.Архангельск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО ┌Арктик-энерго√ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 50375-12 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Арктик-энерго" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2012 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Номер сертификата | 47098 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 476 п. 08 от 05.07.2012 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Инженерный центр "Энергосервис", г. Архангельск
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 50375-12 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
50375-12: Описание типа СИ | Скачать | 206.7 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Арктик-энерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительные каналы (далее - ИК), включающие в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 по ГОСТ Р 523232005 в режиме измерений активной электроэнергии, в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе RTU-325L (далее -УСПД), блок коррекции времени (БКВ) и каналообразующая аппаратура.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер базы данных, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК) состоят из последовательно соединенных элементов всех трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 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 RTU-325L, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналу Ethernet на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В качестве резервного канала используется канал на основе GSM связи. По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую ин-
формацию на верхний уровень системы по проводным каналам связи, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации от ИВК в ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» Кольское РДУ, ОАО «Колэнергосбыт» осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), подключенного к серверу БД и блоком коррекции времени (далее - БКВ) и подключенного к УСПД. Устройство синхронизации времени и БКВ обеспечивают автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД соответственно, сличение часов сервера БД и УСПД с временем соответстующего приемника. Коррекция часов сервера БД и УСПД проводится при расхождении часов сервера БД и УСПД и времени соответствующего приемника более чем на ±1 с. В случае сбоя одного из источников синхронизации коррекция времени может быть настроена от устройства с исправным устройством синхронизации времени (УСПД или сервер БД). Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «Арктик-энерго» используется ПО «Альфа ЦЕНТР», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО «Альфа ЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Альфа ЦЕНТР».
Таблица 1 — Метрологические значимые модули ПО
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 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Альфа-ЦЕНТР» |
программа-планировщик опроса и передачи данных |
amrserver.exe |
v.12.01.01 .01 |
6a6fb014f69ccc96 3f4c59449fd933a9 |
MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
атгс.ехе |
ff7904bc8feadbe5 66aed283a063cdd 7 | |||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
amra.exe |
73e5ec4ad16ec49 67b361946e0aeaa cc |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Альфа-ЦЕНТР» |
драйвер работы с БД |
cdbora2.dll |
v.12.01.01 .01 |
1285eec8e0179fcf 3b44645747eb605 6 |
MD5 |
библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll.dll |
0939ce05295fbcb bba400eeae8d057 2c | |||
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e3444 4170eee9317d635 cd |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительно-информационных комплексов и их метрологические характери-
стики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительно-информационных комплексов и их метрологические характеристики
Номер точки измерений |
Наименование точки измерений |
Состав измерительно-информационных комплексов |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
ПС-11Б Ф-1 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,2s 1000/5 ф.А №23364 ф.В №23368 ф.С №23365 |
НАМИ-1095 УХЛ2/ 2хНТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 №740/3127* 7417 |
A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06995197 |
RTU-325L Зав. № 004181 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±2,3 ±4,8 |
2 |
ПС-11Б Ф- 21 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,2s 1000/5 ф.А №23366 ф.В №23369 ф.С №23367 |
НТМИ-10-66/ 2хНТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 №227/3127* 7417 |
A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06995214 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±2,3 ±4,8 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uh; ток (1,0 - 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.;
- температура окружающей среды: (20±5) °С.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 ^ 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- для счетчиков электроэнергии Альфа1800:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 ^ 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50°С; счетчиков - от минус 40 °С до + 65 °С; УСПД - от минус 10 °С до + 50 °С; ИВК - от + 10 °С до + 25 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд, значений силы тока, равных 2 (5) % от 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-05, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником оборудования порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка 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;
- коррекция часов счетчиков и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательных коробок;
- УСПД;
- ИВК.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчиков;
- УСПД;
- ИВК.
Возможность корректировки часов в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- 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 35 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 - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 3 года;
- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Арктик-энерго» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Г осреестр № |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока ТЛП-10 |
30709-08 |
6 |
Трансформатор напряжения антирезонансные трехфазные НАМИ-10-95 УХЛ2 |
20186-00 |
1 |
Трансформаторы напряжения НТМИ-10-66 |
831-69 |
3 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 |
31857-06 |
2 |
Устройства сбора и передачи данных RTU-325L |
37288-08 |
1 |
Методика поверки |
- |
1 |
Формуляр |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 50375-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Арктик-энерго». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июне 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";
• Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»;
• Устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L - по документу ДЯИМ.466453.005 МП;
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Арктик-энерго».
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.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Арктик-энерго».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.