Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "АЭМ-технологии"
| Номер в ГРСИ РФ: | 68428-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «АЭМ-технологии» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала АО «АЭМ-технологии» «Атоммаш», г. Волгодонск, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 68428-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "АЭМ-технологии" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
АО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 05.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 68428-17: Описание типа СИ | Скачать | 107.4 КБ | |
| 68428-17: Методика поверки МП 201-058-2017 | Скачать | 971.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «АЭМ-технологии» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала АО «АЭМ-технологии» «Атоммаш», г. Волгодонск, сбора, обработки, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (один раз в 30 мин, один 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 результатов измерений в XML-формате по электронной почте коммерческому оператору (КО) с электронной подписью и внешним организациям в соответствии с согласованным регламентом передачи;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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, ведение и передачу
журнала событий ИВК;
- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер опроса и баз данных (сервер), программное обеспечение (ПО) «SEDMAX», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, её обработку и хранение, передачу отчетных документов коммерческому оператору (КО) и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы 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, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл мощности по времени, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Сервер при помощи технических средств приема-передачи данных автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета. На сервере осуществляется обработка измерительной информации, в частности умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины, хранение измерительной информации, оформление отчетных документов (отчеты в формате XML), передача подписанных при необходимости электронной подписью XML-макетов по электронной почте КО, смежным субъектам ОРЭМ, в другие АИИС КУЭ, зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС». Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.
При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через последовательный или оптический интерфейс счетчиков.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU). Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «SEDMAX», установленное на сервере. Уровень защиты ПО «SEDMAX» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части модулей ПО «SEDMAX» представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
Модуль ведения долговременного архива данных SED TRACER |
|
Идентификационное наименование ПО |
sed tracer metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.5963.25675 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
563d970473868f5a378f1 ac07717fa31 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
|
Наименование ПО |
Модуль дорасчетов SED CALC |
|
Идентификационное наименование ПО |
sed calc metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.5963.27861 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
fb6c9b74c1b6551baef3bfa63289055 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
|
Наименование ПО |
Модуль учета электроэнергии SED ELECTRO |
|
Идентификационное наименование ПО |
sed metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.5695.18177 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
7f27aef8b0f2e4ad741143b9853da58e |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4, основные технические характеристики - в таблице 5.
Таблица 2 — Перечень компонентов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ
|
Но мер ИК |
Наименование присоединения |
Состав ИК |
Вид электроэнергии | ||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
УСВ |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
ПС ГПП-1 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч.10 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.02М.03 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
Сервер опроса и баз данных |
Активная, реактивная |
|
2 |
ПС ГПП-1 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч.13 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.02М.03 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |||
|
3 |
ПС ГПП-1 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч.40 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.02М.03 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
4 |
ПС ГПП-1 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч.41 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.02М.03 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
Сервер опроса и баз данных |
Активная, реактивная |
|
5 |
ПС ГПП-2 220 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч.55 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.02М.03 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |||
|
6 |
ПС ГПП-2 220 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч.66 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.02М.03 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |||
|
7 |
ПС ГПП-2 220 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч.5 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.02М.03 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |||
|
8 |
ПС ГПП-2 220 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч.16 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.02М.03 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |||
|
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа. 3 Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 Замена оформляется актом в установленном владельцем АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. | |||||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии и мощности
|
Номер ИК |
Коэф. мощности cos ф |
Границы допускаемых относи измерении активной элект |
[тельных погрешностей ИК при юэнергии и мощности(8), % | ||||||
|
81(2)%, 11(2)%<1изм<15% |
85%, 15%<1изм<120% |
820%, 120%<1изм<1100% |
8100%, 1100%<1изм<1120% | ||||||
|
8oP |
8р |
8oP |
8р |
8oP |
8р |
8oP |
8р | ||
|
1 - 8 |
1,0 |
±2,1 |
±2,4 |
±1,2 |
±1,7 |
±1,0 |
±1,6 |
±1,0 |
±1,6 |
|
0,9 |
±2,3 |
±2,6 |
±1,4 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,7 | |
|
0,8 |
±2,7 |
±3,0 |
±1,7 |
±2,2 |
±1,3 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,3 |
±3,5 |
±2,1 |
±2,5 |
±1,6 |
±2,1 |
±1,6 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±4,9 |
±5,1 |
±3,1 |
±3,4 |
±2,3 |
±2,7 |
±2,3 |
±2,7 | |
Примечание:
8oP - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности;
8р - границы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ.
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электроэнергии и мощности_________________________________________________________
|
Номер ИК |
Коэф. мощности cos ф |
Границы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности (3), % | |||||||
|
32%, 12%<1изм<15% |
35%, 15%<1изм<120% |
320%, 120%<1изм<1100% |
3100%, 1100%<1изм<1120% | ||||||
|
3oQ |
3Q |
3oQ |
3Q |
3oQ |
3Q |
3oQ |
3Q | ||
|
1 - 8 |
0,9 |
±5,8 |
±6,6 |
±3,8 |
±4,9 |
±2,7 |
±4,2 |
±2,7 |
±4,2 |
|
0,8 |
±4,1 |
±5,2 |
±2,8 |
±4,2 |
±2,1 |
±3,7 |
±2,1 |
±3,7 | |
|
0,7 |
±3,4 |
±4,6 |
±2,3 |
±3,9 |
±1,8 |
±3,6 |
±1,8 |
±3,6 | |
|
0,5 |
±2,7 |
±4,1 |
±1,9 |
±3,5 |
±1,5 |
±3,4 |
±1,5 |
±3,4 | |
|
Примечание: 3oQ - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности; 3q - границы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ. | |||||||||
Примечания к таблицам 3, 4:
1 Погрешность измерений 31(2)% активной и реактивной электрической энергии для cosф=1,0 нормируется от 11%, а для cosф<1,0 нормируется от 12%.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) составляют ±5 с.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
8 |
|
Периодичность сбора результатов измерений и журналов событий (функция автоматизирована), сут, не реже |
1 |
|
Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cosф частота, Гц магнитная индукция внешнего происхождения, мТл температура окружающей среды, °С: для счетчиков для других компонентов |
от 98 до 102 от 100 до 120 от 0,8 до 1,0 от 49,85 до 50,15 отсутствует от +21 до +25 от +20 до +25 |
|
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cosф частота, Гц |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,8 до 50,2 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
температура окружающей среды, °С: для ТТ и ТН |
от -40 до +70 |
|
для счетчиков |
от +8 до +38 |
|
для серверов |
от +10 до +35 |
|
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
сервер: коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
114 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 по электронной почте.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа обеспечена следующими мерами:
- 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, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
В журнале событий счетчика фиксируются следующие события:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и
конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после
коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
В журнале событий ИВК фиксируются следующие события:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные из счетчиков журналы событий.
Предусмотрена возможность коррекции времени в счетчиках и сервере (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 — Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
16 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
8 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02М.03 |
8 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер опроса и баз данных |
Сервер, совместимый с платформой х86 |
1 |
|
Программное обеспечение |
SEDMAX |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭНКП.411711.АИИС.036 ПФ |
1 |
|
Методика поверки |
МП 201-058-2017 |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «АЭМ-технологии». Методика измерений. ГДАР.411711.085.242 МВИ», номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.34.2017.27673.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
