Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Мордовская энергосбытовая компания"
Номер в ГРСИ РФ: | 62512-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Энергосистемы", г.Владимир |
62512-15: Описание типа СИ | Скачать | 107.6 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 62512-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Мордовская энергосбытовая компания" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергосистемы", г.Владимир
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
62512-15: Описание типа СИ | Скачать | 107.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 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-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000», а так же устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-1.
Измерительные каналы 1-4 (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК), каналы 5, 6 состояти из двух уровней АИИС КУЭ (ИИК, ИВК).
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 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИВКЭ и ИВК, уровень ИИК синхронизируется от СОЕВ сетевой организации. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчи
ков 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.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0, в состав которого входят модули, 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 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные данные |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета CalcCli- ents.dll |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощн ости CalcLeak-age.dll |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах Cal-cLosses.dl l |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений Metrol-ogy.dll |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе Parse- Bin.dll |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК Par-seIEC.dll |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus ParseMod-bus.dll |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида ParsePira-mida.dll |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации Syn-chroNSI.dll |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени Veri-fyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 | |||||||||
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1 b219065d63 da949114da e4 |
b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f |
d79874d1 0fc2b156a 0fdc27e1c a480ac |
52e28d7b60 8799bb3ccea 41b548d2c8 3 |
6f557f885b 737261328 cd77805bd 1ba7 |
48e73a9283 d1e6649452 1f63d00b0d 9f |
c391d6427 1acf4055bb 2a4d3fe1f8f 48 |
ecf532935ca 1a3fd32150 49af1fd979f |
530d9b0126f 7cdc23ecd81 4c4eb7ca09 |
1ea5429b2 61fb0e288 4f5b356a1 d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Порядковый номер |
Наименование объекта и номер ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС 110/6 кВ Пивовар ЗРУ-6кВ 1с.ш. яч 103 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 13871; Зав. № 16197 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 782 |
A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01294064 |
СИКОН С70 Зав. № 1967 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
2 |
ПС 110/6 кВ Пивовар ЗРУ-6кВ 2с.ш. яч 203 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 16264; Зав. № 15601 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 936 |
A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01294065 |
СИКОН С70 Зав. № 1967 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
3 |
ПС 110/6 кВ Пивовар ЗРУ-6кВ 3с.ш. яч 304 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 15622; Зав. № 15625 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 948 |
A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01294062 |
СИКОН С70 Зав. № 1967 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
4 |
ПС 110/6 кВ Пивовар ЗРУ-6кВ 4с.ш. яч 404 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 16170; Зав. № 16206 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 929 |
A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01294063 |
СИКОН С70 Зав. № 1967 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
5 |
ПС 110/6 кВ «Восточная» ЗРУ-6кВ, 1с.ш., яч. №1Б |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2S 100/5 Зав. № 05848-13; Зав. № 05843-13; Зав. № 05854-13 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 228 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812122723 |
- |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,6 ±2,8 |
6 |
ПС 110/6 кВ «Восточная» ЗРУ-6кВ, 4с.ш., яч. №50 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2S 100/5 Зав. № 05853-13; Зав. № 05847-13; Зав. № 05846-13 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1196 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812121711 |
- |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,6 ±2,8 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
а) 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;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
б) для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии A1802RALX-P4GB-DW-4 от минус 40 до плюс 65 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.ОЗМ от минус 40 до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 6 от 0 до плюс 40 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик A18O2RALX-P4GB-DW-4 - среднее время наработки на отказ не
менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности te = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника 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;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени 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; сохранение информации 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 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - 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) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» 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 |
Тип |
№ Г осреестра |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
32139-06 |
8 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
51623-12 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
20186-05 |
4 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 |
16687-07 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALX-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
2 |
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С70 |
28822-05 |
1 |
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 62512-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков A1802RALX-P4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- 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;
- 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%.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с Приказом Минпромторга России № 1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ПАО «Мордовская энергосбытовая компания», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.