Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тепличный комплекс" г. Спасск
Номер в ГРСИ РФ: | 64867-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тепличный комплекс» г. Спасск (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 64867-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тепличный комплекс" г. Спасск |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 003 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж
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 | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
64867-16: Описание типа СИ | Скачать | 95.3 КБ | |
64867-16: Методика поверки | Скачать | 1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тепличный комплекс» г. Спасск (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее -УССВ-2.01) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК № 1-4 цифровой сигнал с выходов счётчиков, используя интерфейс RS-485, поступает на коммуникатор GSM, далее используя GSM-связь поступает на сервер ИВК. В сервере ИВК происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и обработка измерительной информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Пензенское 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 уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-2.01, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УССВ-2.01 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ-2.01 более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени УССВ-2.01 не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии 12.01, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений (Рег. № 44595-10).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».
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, (±6), % |
Погрешность в рабочих условиях, (±6), % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ПС 110/10 кВ «Спасск» | ||||||||
1 |
ПС 110/10 кВ «Спасск» ЗРУ-10 кВ яч. № 2 |
ТПОЛ-10-У3 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 10373; Зав. № 10380 |
ЗНОЛП-10-У2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3552; Зав. № 3558; Зав. № 3643 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0610120313 |
- |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,4 5,8 |
2 |
ПС 110/10 кВ «Спасск» ЗРУ-10 кВ яч. № 6 |
ТПОЛ-10-У3 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 10517; Зав. № 10515 |
ЗНОЛП-10-У2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3552; Зав. № 3558; Зав. № 3643 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0610120320 |
- |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,4 5,8 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
3 |
ПС 110/10 кВ «Спасск» ЗРУ-10 кВ яч. № 9 |
ТПОЛ-10-У3 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 8994; Зав. № 8477 |
ЗНОЛП-10-У2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3669; Зав. № 3620; Зав. № 3670 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0610120299 |
- |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,4 5,8 |
4 |
ПС 110/10 кВ «Спасск» ЗРУ-10 кВ яч. № 13 |
ТПОЛ-10-У3 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 10461; Зав. № 10370 |
ЗНОЛП-10-У2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3669; Зав. № 3620; Зав. № 3670 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0610120361 |
- |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,4 5,8 |
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 + 15 до + 35 °С; счетчиков - от + 21 до + 25 °С; ИВК - от + 10 до + 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 (0,8-0,5); частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от - 40 до + 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:
- от - 40 до + 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 + 10 до + 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 № 1-4 от 0 до + 30 °C.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М.12 - среднее время наработки на отказ не менее
Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв=1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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 45 суток; 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 АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10-У3 |
1261-08 |
8 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-10-У2 |
23544-07 |
12 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
36355-07 |
4 |
Программное обеспечение |
АльфаЦЕНТР |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 64867-16 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тепличный комплекс» г. Спасск. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для 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 ПСЧ-4ТМ.05М.12 - по документу ИЛГШ.411152.146РЭ «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 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 - 20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до - 100 %, дискретность 0,1 %;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
З нак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тепличный комплекс» г. Спасск, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
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.