Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "КЗСК"
Номер в ГРСИ РФ: | 59673-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир |
59673-15: Описание типа СИ | Скачать | 103.8 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КЗСК» (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.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 59673-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "КЗСК" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 279 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
59673-15: Описание типа СИ | Скачать | 103.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КЗСК» (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, выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие 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-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2
(Госреестр № 41681-10), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер базы данных (СБД) АИИС КУЭ, УСВ УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных
параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
- передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
- 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).
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 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством проводных линий связи поступает в УСПД СИКОН С70, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.
СБД АИИС КУЭ с периодичностью один раз в сутки по радиотелефонной линии связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD опрашивает УСПД и считывает 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий.
СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС» 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 УСВ, счетчиков, УСПД, СБД АИИС КУЭ.
Сравнение показаний часов СБД АИИС КУЭ и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов СБД и УСВ-1 осуществляется независимо от расхождения показаний часов СБД АИИС КУЭ и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД и УСВ-2 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация часов УСПД и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов УСПД и УСВ-2.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Состав ПО «Пирамида 2000»
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
4 |
5 |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
MD5 |
CalcLeakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
Продолжение таблицы1
1 |
2 |
4 |
5 |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
MD5 |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
MD5 |
ParseModbus.dll |
3 |
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
ParsePiramida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
MD5 |
SynchroNSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
MD5 |
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 - Состав ИИК АИИС КУЭ
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав ИИК |
Вид электроэн ергии | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК | |||
1 |
ПС Малыгино 35/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. ф. 101 |
ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 13162 Госреестр № 1276-59; ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 191 Госреестр № 22192-03 |
НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 637 Госреестр № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0106064141 Госреестр № 27254-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01657 Госреестр № 28822-05 |
Сервер базы данных АИИС КУЭ |
Активная Реактивная |
2 |
ПС Малыгино 35/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. ф. 102 |
ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 3178 Госреестр № 22192-03; ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 33778 Госреестр № 1276-59 |
НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 8251 Госреестр № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0106063195 Госреестр № 27254-04 |
Активная Реактивная | ||
3 |
ПС Малыгино 35/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. ф. 104 |
ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 48882; 21424 Госреестр № 1276-59 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0106063145 Госреестр № 27254-04 |
Активная Реактивная | |||
4 |
ПС Малыгино 35/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. ф. 107 |
ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 3143; 3156 Госреестр № 22192-03 |
НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 637 Госреестр № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0106064068 Госреестр № 27254-04 |
Активная Реактивная | ||
5 |
ПС Малыгино 35/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. ф. 110 |
ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 49703; 1102 Госреестр № 1276-59 |
НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 8251 Госреестр № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0106063014 Госреестр № 27254-04 |
Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % | |||
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
1 - 5 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 |
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,0 |
±1,8 | |
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,3 |
±1,9 | |
0,5 |
- |
±5,6 |
±3,2 |
±2,5 | |
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % | |||
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
1 - 5 (ТТ 0,5; ТН 0,2;Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
±7,1 |
±3,8 |
±2,9 |
0,8 |
- |
±5,1 |
±2,9 |
±2,4 | |
0,7 |
- |
±4,3 |
±2,6 |
±2,2 | |
0,5 |
- |
±3,5 |
±2,3 |
±2,1 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%P и Si(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%.
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 Ihom до 1,2^Ihom, cos9=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 в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
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 1. 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:
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее
90000 часов;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСПД 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, УСВ, УСПД, 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.
в журнале УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД(функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 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 - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 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 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Кол. |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
6 |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
4 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
2 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
5 |
УСПД |
СИКОН С70 |
1 |
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-1 |
1 |
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-2 |
1 |
GSM модем |
Siemens MC35i |
2 |
Сервер |
HP Proliant DL 320G6 |
1 |
Методика поверки |
МП 1978/550-2014 |
1 |
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.279 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1978/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КЗСК». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в июле 2014 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 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.;
- УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки
237.00.000И1» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- 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: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КЗСК»». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № № 0034/2014-01.00324-2011 от 15.09.2014 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.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.