Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ДСК "ГРАС-Калуга"
Номер в ГРСИ РФ: | 53709-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "НПО "Информационные системы", г.Москва |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 53709-13 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ДСК "ГРАС-Калуга" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 554 п. 30 от 06.06.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПО "Информационные системы", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 1554/446-2013 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
53709-13: Описание типа СИ | Скачать | 264.3 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ДСК «ГРАС-Калуга» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - включает в себя 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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора и обработки данных (далее - СБД), коммуникатор С-1.02, автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05, заводской № 1492), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ». АРМ по ЛВС предприятия связано с сервером, на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». Для этого в настройках ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.
В качестве СБД используется сервер HP ProLian ML370 («ИКМ Пирамида»)
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) 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 результатов измерений в организации-участники 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков.
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 временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через коммуникатор С-1.02 по беспроводной сети стандарта GSM поступает в СБД. СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Смоленское РДУ, филиал ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго»,ОАО «Калужская сбытовая компания» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, сервера.
В качестве УССВ используется устройство УСВ-1, к которому подключен GPS-приемник. УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени системы GPS непрерывно.
Сравнение показаний часов УСВ-1 и СБД осуществляется постоянно, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСВ-1 и СБД на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и СБД осуществляется постоянно, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и СБД на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и 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 |
6802cbdeda81efea2b 17145ffl22efOO | ||||
siconsl0.dll |
4b0ea7c3e50a73099fc9908f c785cb45 | ||||
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 |
ESClient_ex.dll |
27c46d43bllca3920c f2434381239d5d | |||
filemap.dll |
C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e |
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 ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав ИИК |
Вид электроэнергии | |||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
Сервер | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1 |
ПС 110/10 кВ № 184 "Кирпичная", ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. №13 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 КТ 400/5 Зав. № 27744 Зав. № 22676 Госреестр № 7069-07 |
НАМИТ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 КТ 10000/100 Зав. № 0899 Госреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803122115 Г осреестр № 36697-08 |
HP ProLian ML370 ИКМ «Пирамида» Зав. № 333 |
Активная Реактивная |
2 |
ПС 110/10 кВ № 184 "Кирпичная", ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. №14 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 КТ 400/5 Зав. № 22757 Зав. № 22677 Госреестр № 7069-07 |
НАМИТ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 КТ 10000/100 Зав. № 0310 Госреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803122117 Г осреестр № 36697-08 |
Активная Реактивная |
Таблица 3
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||
85 %, I5 %^ I изм< I 20 % |
820 %, I 20 %^ I изм< I 100 % |
8100 %, I100 %^ I изм~ I 120 % | ||
1 - 2 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
0,9 |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
0,7 |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
0,6 |
±4,4 |
±2,5 |
±1,9 | |
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||
85 %, I5 %^ I изм< I 20 % |
820 %, I 20 %^ I изм< I 100 % |
8100 %, I100 %^ I изм~ I 120 % | ||
1 - 2 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) |
0,9 |
±6,5 |
±3,6 |
±2,7 |
0,8 |
±4,5 |
±2,5 |
±2,0 | |
0,7 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,7 | |
0,6 |
±3,1 |
±1,8 |
±1,5 | |
0,5 |
±2,8 |
±1,7 |
±1,4 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 8ц2)%р и 8i(2)%q для со$ф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 61(2)%р и 31(2)%Q для cosф<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^Uhom до 1,02^Uhom;
• сила тока от 1ном до 1,2-Ihom, cosф=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;
• сила тока от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom;
• 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 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ 52425-05 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 2. 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.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика 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:
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
4 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 УХЛ2 |
2 |
Счётчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
Коммуникатор |
С-1.02 |
1 |
Модем |
Siemens MC-35i |
1 |
Сервер |
HP ProLian ML370 «ИКМ Пирамида» |
1 |
АРМ |
NeoLab C140108 |
1 |
Источник бесперебойного питания |
Back-UPS CS 500 |
2 |
Источник бесперебойного питания |
Smart-UPS 1000VA RW |
1 |
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-1 |
1 |
Специализированное программное обеспечение |
ПО «Пирамида 2000. Сервер» |
1 |
Специализированное программное обеспечение |
ПО «Пирамида 2000.АРМ:Предприятие» |
1 |
Методика поверки |
МП 1554/446-2013 |
1 |
Паспорт - формуляр |
ИСАЭ.411711.006.ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1554/446-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ДСК «ГРАС-Калуга». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в феврале 2013 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 со-ласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 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 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе ИСАЭ.411711.006.МИ:
«Методика измерений электрической энергии и мощности на основе АИИС КУЭ ООО «ДСК «ГРАС-Калуга»». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1250/446-01.00229-2013 от 21.03.2013 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 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.