Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Капитал" по объекту ООО "ПЭК"
Номер в ГРСИ РФ: | 61792-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир |
61792-15: Описание типа СИ | Скачать | 105.7 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Капитал» по объекту ООО «ПЭК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 61792-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Капитал" по объекту ООО "ПЭК" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 296 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
61792-15: Описание типа СИ | Скачать | 105.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Капитал» по объекту ООО «ПЭК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по
ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по
ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (далее - сервер БД) с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-1, автоматизированные рабочие места (далее - АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующих GSM-коммуникаторов С-1.02, далее информация передаётся по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS на входы сервера БД. При отказе основного канала сервер БД переключается на резервный, организованный по технологии CSD стандарта GSM. На сервере БД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффици-
ентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Владимирское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии 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 Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующим собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC ± 0,5 с. Сличение часов сервера БД с УСВ-1 производится один раз в час, коррекция часов сервера БД осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера БД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов сервера БД на величину более ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера БД реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО 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 - Метрологические значимые модули ПО «Пирамида 2000»
Идентиф икационные признаки |
Значение | |||||||||
Идентиф икационное наименование ПО |
CalcCli-ents.dll |
CalcLeak-age.dll |
Cal-cLosses.dl l |
Metrol-ogy.dll |
Parse- Bin.dll |
Par-seIEC.dll |
ParseMod bus.dll |
ParsePira mida.dll |
Synchro NSI.dll |
VerifyTi me.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 | |||||||||
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b 1b219065 d63da9491 14dae4 |
b1959ff70 be1eb17c8 3f7b0f6d4 a132f |
d79874d1 0fc2b156a 0fdc27e1c a480ac |
52e28d7b 608799bb 3ccea41b 548d2c83 |
6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 |
48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f |
c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 |
ecf53293 5ca1a3fd 3215049a f1fd979f |
530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 |
1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ООО «Капитал» по объекту ООО «ПЭК» и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК* | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Основная погрешность, % |
Погреш ность в рабочих условиях, % | ||||
1 |
ПС Южная 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. ф. 665 |
ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 686 Зав. № 4610 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 60 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0811110139 |
HP Proliant DL 320G6 Зав. № CZC833 429L |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,2 |
± 3,2 ± 5,5 |
2 |
ПС Южная 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. ф. 680 |
ТОЛ Кл.т. 0,2S 400/5 Зав. № 30540 Зав. № 30541 Зав. № 30542 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2393 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0810127028 |
Активная Реактивная |
± 0,9 ± 1,6 |
± 1,6 ± 2,6 | |
3 |
ПС Южная 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. ф. 683 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 300/5 Зав. № 1412353 Зав. № 1412354 Зав. № 1412355 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0803145769 |
Активная Реактивная |
± 0,9 ± 1,6 |
± 1,6 ± 2,6 | ||
4 |
РУ-2 (6 кВ), яч. 10 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 1236 Зав. № 1226 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 6037 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0807081282 |
Активная Реактивная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,6 | |
5 |
ТП-13 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ |
ТНШЛ-0,66 Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 51414 Зав. № 42246 Зав. № 42288 |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0601121836 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,1 |
± 3,2 ± 5,5 | ||
6 |
ТП-13 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-2 ввод 0,4 кВ |
ТНШЛ-0,66 Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 44398 Зав. № 44095 Зав. № 44507 |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0604122370 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,1 |
± 3,2 ± 5,5 |
*Примечания
1 В качестве характеристик погрешности указаны границы интервала (соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч.
2 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.;
частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С;
3 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,05) — 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 15 до плюс 25 °С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
4 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
6 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-08) - среднее время наработки
на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-12) - среднее время наработки
на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 108 200 ч, среднее время
восстановления работоспособности te = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспере
бойного 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 сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-08) -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-12) -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М - тридцатиминутный профиль на
грузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее
3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Капитал» по объекту ООО «ПЭК» типографским способом.
Комплектность
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 компонента |
Тип компонента |
№ Г осреестра |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-1 |
15128-01 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ |
47959-11 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
25433-11 |
3 |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТНШЛ-0,66 |
1673-69 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
11094-87 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
36355-07 |
2 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
28716-05 |
1 |
Сервер |
HP ProLiant DL320 G6 |
_ |
1 |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Паспорт-формуляр |
_ |
_ |
1 |
Руководство по эксплуатации |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 61792-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Капитал» по объекту ООО «ПЭК». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10 августа 2015 г.
Документы на поверку измерительных компонентов:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-08) -в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-12) - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1.
Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.
Перечень основных средств поверки:
- 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 счетчи
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Капитал» по объекту ООО «ПЭК». Руководство пользователя» ЭССО.411711.АИИС.296И3.
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.