Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Симбирская энергосбытовая компания" "Ульяновск-3"
Номер в ГРСИ РФ: | 63924-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Симбирская энергосбытовая компания", г.Ульяновск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Ульяновск-3» (далее -АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения информации, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 63924-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Симбирская энергосбытовая компания" "Ульяновск-3" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 03 |
Производитель / Заявитель
ООО "Симбирская энергосбытовая компания", г.Ульяновск
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
63924-16: Описание типа СИ | Скачать | 101.7 КБ | |
63924-16: Методика поверки МП 4222-03-7325106267-2016 | Скачать | 896.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Ульяновск-3» (далее -АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения информации, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) 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 в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны серверов организаций (внешних пользователей);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень-измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 по
ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М и ПСЧ-4ТМ.05М.12 (ГР №36355-07), класса точности (КТ) 0,5S/1,0 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (2 точки измерения).
2 -й уровень-измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя «ИКМ-Пирамида» (ГР №45270-10), устройство синхронизации времени УСВ-2 (ГР №41681-10), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и специализированное программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
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 счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на сервер ИВК «ИКМ-Пирамида», где производится обработка измерительной информации (перевод в именованные величины с учётом постоянной счётчика, умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение результатов измерений, оформление отчётных документов, а также передача информации всем заинтересованным субъектам в рамках согласованного регламента. При отказе основного канала сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» переключается на резервный, организованный по технологии CSD стандарта GSM.
Сформированные XML-отчеты передаются заинтересованным организациям и участникам оптового рынка электроэнергии (мощности) по выделенному каналу доступа в сеть Интернет.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее-СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-2, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) установленного на уровне ИВК и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. Сличение показаний часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» и УСВ-2 происходит 1 раз в час. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного ГЛОНАСС/GPS-приёмника к шкале координированного времени UTC ±10 мкс. Синхронизация часов сервера и УСВ-2 осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) в сутки, не более ±3 с. Сличение показаний часов счетчиков и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении с часами сервера на величину более чем ±1 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» 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 на уровне ИВК установлено программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Программное обеспечение «Пирамида 2000» аттестовано ФГУП «ВНИИМС». Свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года.
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения «Пирамида 2000» приведены в таблице 1.
Таблица 1- Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения «Пирамида2000»
Идентификационные данные (признаки) |
Значения |
Наименование ПО |
«Пирамида 2000» |
1. Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
2. Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
3. Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
4. Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
5. Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
6f557fS85b737261328cd77805bd1ba7 |
6.Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
7. Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
8. Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
9.Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
10.Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014 - высокий.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Технические характеристики
Перечень компонентов АИИС КУЭ с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2
Перечень компонентов АИИС КУЭ с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений
Таблица 2
Номер измерительного канала |
Наименования присоединений |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности, ±(%) |
Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, ±(%) | ||||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
ИВК |
УСВ | |||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1.1 |
РП-219, РУ-6 кВ, 1 сш-6 кВ, яч. 15 |
ТОЛ-10 Ктт =100/5 КТ 0,5 Зав. №27056 Зав. №27057 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Зав. №2088 |
ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Зав . № 0612090537 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» зав. №502 |
УСВ-2 зав.№3027 |
А Р |
1,3 2,1 |
5,6 3,4 |
1.2 |
РП-219, РУ-6 кВ, 2 сш-6 кВ, яч. 8 |
ТПЛ-10 Ктт =150/5 КТ 0,5 Зав. №62508 Зав. №58899 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Зав. № 10978 |
ПСЧ- 4 ТМ .05 М .12 КТ 0,5S/1,0 Зав.№0606100149 |
1,3 2,1 |
5,6 3,4 |
Примечания:
1 .А-активная электрическая энергия, Р-реактивная электрическая энергия;
2 .В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 .Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98-1,02) UHOM, ток (1-1,2) 1НОМ, cos9 = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4 .Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9-1,1) UHOM , ток (0,05-1,2) 1НОМ , cos9 от 0,5 инд до 0,8 емк;
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °С до плюс 60 °С, для счетчиков от минус 40 °С до плюс 60 оС; для «ИКМ Пирамида» от плюс 10 °С до плюс 25 °С.
5 .Погрешность в рабочих условиях указана при I = 0,05 1ном, cos ф = 0,5 нд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 °С до плюс 35 оС.
6 .Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ) приведены в таблице 3.
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электроэнергии.
Таблица 3
Номер измерительного канала |
Значение cos ф |
Предел допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии ( при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), % | |||||||
2< 1раб <5 |
5< 1раб <20 |
20< I |
раб <100 |
100< !раб <120 | |||||
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
1.1-1.2 |
0,5 |
- |
- |
±5,6 |
±3,4 |
±3,1 |
±2,6 |
±2,4 |
±2,5 |
0,8 |
- |
- |
±3,0 |
±5,0 |
±1,8 |
±3,3 |
±1,5 |
±2,9 | |
1 |
- |
- |
±1,9 |
Не норм |
±1,3 |
Не норм |
±1,6 |
Не норм |
Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М и ПСЧ-4ТМ.05М.12
- среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов;
- среднее время восстановления работоспособности te = 2 часа;
трансформатор тока (напряжения)
- среднее время наработки на отказ не менее 400 000 часов,
- среднее время восстановления работоспособности не более 168 часов;
у стройство синхронизации времени УСВ-2
- среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов;
- среднее время восстановления работоспособности te = 2 часа;
ИВК «ИКМ-Пирамида»
- среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 часов,
- среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии (мощности) с помощью электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
- параметрирования;
- воздействия внешнего магнитного поля;
- вскрытие счетчика;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
журнал сервера ИВК «ИКМ-Пирамида»:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывов электропитания;
- потери и восстановления связи со счётчиками;
- программных и аппаратных перезапусков;
- корректировки времени в счетчике и сервере;
- изменения ПО.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- сервера ИВК «ИКМ-Пирамида»;
защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик ПСЧ-4ТМ.05М - каждый массив профиля при времени интегрирования 30 мин составляет 113 суток;
- сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные
каналы и на комплектующие средства измерений, которая приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента системы |
Гос. реестр СИ |
Количество (шт.) |
1 |
2 |
3 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М.12 и ПСЧ-4ТМ.05М, КТ 0,5S/1,0 |
ГР №36355-07 |
1/1 |
Трансформатор тока ТПЛ-10, КТ 0,5 |
ГР №1276-59 |
2 |
Трансформатор тока ТОЛ-10, КТ 0,5 |
ГР №7069-07 |
2 |
Трансформатор напряжения НТМИ-6, КТ 0,5 |
ГР №831-53 |
2 |
Устройство синхронизации времени УСВ-2 |
ГР №41681-10 |
1 |
Комплекс информационно-вычислительный ИКМ-Пирамида |
ГР №45270-10 |
1 |
Наименование документации | ||
Методика поверки МП 4222-03-7325106267-2016 |
1 | |
Формуляр ФО 4222-03-7325106267-2016 |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 4222-03-7325106267-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Ульяновск-3». Методика поверки, утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 04 марта 2016 г.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижнегородский ЦСМ» 20.11.2007;
ИВК «ИКМ-Пирамида» в соответствии с документом «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида. Методика поверки ВЛСТ.230.00.000, утвержденным ФГУП ВНИИМС в 2010 г;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ.237.00.001 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12 мая 2010 г ;
- радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5». ГР № 33750-12.
Сведения о методах измерений
Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии
ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Ульяновск-3» приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Ульяновск-3».
МВИ 4222-03-7325106267-2016. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №126/RA.RU 311290/2015/2016 от 25 февраля 2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики реактивной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD).