Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Ставропольэнергосбыт" вторая очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 63312-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Ставропольэнергосбыт» вторая очередь (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 | 63312-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Ставропольэнергосбыт" вторая очередь |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 962 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва
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 | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 63312-16: Описание типа СИ | Скачать | 96.6 КБ | |
| 63312-16: Методика поверки РТ-МП-2854-500-2015 | Скачать | 1005.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Ставропольэнергосбыт» вторая очередь (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:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс точки измерений (ИИК ТИ), включающий измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональный счетчик активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчик), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт (далее по тексту - сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени (УСВ), 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 основные 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 ОРЭМ;
- 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);
- сбор, хранение и передачу 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 календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч, Q, квар^ч) передаются в целых числах.
Сервер АИИС КУЭ с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу через коммуникатор С-1.02 опрашивает счетчик и считывает с него 30-минутный профиль мощности за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных сервера АИИС КУЭ.
Сервер 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 ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» 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 сервера АИИС КУЭ, счетчика и УСВ. В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-2 Госреестр № 41681-10, к которому подключен GPS-приемник. УСВ УСВ-2 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2.
Сравнение показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчика и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ на величину более ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентиф икационное наименование ПО |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
BLD.dll |
8 |
58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 |
MD5 |
|
cachect.dll |
8 |
7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d |
MD5 |
|
Re-gEvSet4tm.dll |
8 |
3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 |
MD5 |
|
caches 1.dll |
8 |
b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb |
MD5 |
|
cacheS10.dll |
8 |
6802cbdeda81efea2b 17145ffl22efOO |
MD5 |
|
siconsl0.dll |
8 |
4b0ea7c3e50a73099fc9908fc785cb45 |
MD5 |
|
sicons50.dll |
8 |
8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 |
MD5 |
|
comrs232.dll |
8 |
bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf |
MD5 |
|
dbd.dll |
8 |
feO5715defeec25eO62 245268ea0916a |
MD5 |
|
ESClient ex.dll |
8 |
27c46d43bllca3920c f2434381239d5d |
MD5 |
|
filemap.dll |
8 |
C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e |
MD5 |
|
plogin.dll |
8 |
40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
MD5 |
ПО «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
|
Таблица 2 - Состав ИИ |
К АИИС КУЭ | |||||
|
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав ИИК |
Вид электроэнергии | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК | |||
|
1 |
ПС Троицкая 35/10 кВ, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ №533 |
ТГМ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,2 Ктт = 100/5 Зав. № 250 Зав. № 256 Г осреестр № 41967-09 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 159 Г осреестр № 19813-00 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218624 Г осреестр № 31857-06 |
Сервер ПАО «Ставропольэнер-госбыт» |
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 АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2) %, I1(2)— I изм< I 5 % |
55 %, I5 %— I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
5100 %, I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 ТТ - 0,2; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2S |
1,0 |
- |
±1,2 |
±1,0 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 | |
|
0,8 |
- |
±1,5 |
±1,2 |
±1,1 | |
|
0,7 |
- |
±1,7 |
±1,3 |
±1,2 | |
|
0,5 |
- |
±2,4 |
±1,7 |
±1,6 | |
|
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2)%:. I 2 %— I изм< I 5 % |
55 %, I5 %— I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
5100 %, I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 ТТ - 0,2; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 |
0,9 |
- |
±3,1 |
±2,1 |
±1,9 |
|
0,8 |
- |
±2,4 |
±1,6 |
±1,5 | |
|
0,7 |
- |
±2,0 |
±1,4 |
±1,3 | |
|
0,5 |
- |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений Si(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и 51(2)%q для cosc 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^ином;
- сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение переменного тока питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-ином,
- сила переменного тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С 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, счетчик электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчика электроэнергии и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее
120000 часов;
- УСВ-2 - 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:
- счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол. |
|
Трансформатор тока |
ТГМ-35 УХЛ1 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Счетчик |
A1802RAL-P4GB-DW-4 |
1 |
|
GSM модем |
IRZ MC35i |
2 |
|
Сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт» |
HP Proliant DL360 G5 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 1000 RM 2U |
1 |
|
Паспорт - формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.962 ПФ |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-2854-500-2015 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2854-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Ставропольэнергосбыт» вторая очередь. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в декабре 2015 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчика Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 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 документах:
- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Ставропольэнергосбыт» вторая очередь». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0036/2015-01.00324-2011 от 09.11.2015.
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.
Смотрите также
