Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "СК Алтайкрайэнерго"
| Номер в ГРСИ РФ: | 70164-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «СК Алтайкрайэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70164-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "СК Алтайкрайэнерго" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 168 |
Производитель / Заявитель
ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 70164-18: Описание типа СИ | Скачать | 100.3 КБ | |
| 70164-18: Методика поверки МП 206.1-362-2017 | Скачать | 941.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «СК Алтайкрайэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее по тексту - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. 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 электроэнергии (W, кВтч. Q, квар^ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Для измерительного канала (далее по тексту - ИК) №1 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы УСПД. где осуществляется обработка измерительной информации. в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. ее накопление и передача накопленных данных по каналам связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD на верхний уровень системы. а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Для ИК №2 и №3 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на вход GSM-модема, откуда по каналам связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD передается в ИВК «ИКМ-Пирамида». В ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
В ИВК «ИКМ-Пирамида», располагающемся в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ), производится сбор, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml - файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с ИВК «ИКМ-Пирамида» настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ) на базе УСВ-1, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GРS-приёмника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с. Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически 1 раз в 1 час сравнивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от наличия расхождения.
В ИК №1 часы УСПД синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит каждый сеанс связи, синхронизация осуществляется один раз в сутки, при наличии расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1 с. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками 1 раз в 30 минут. Корректировка часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения, но не чаще 1 раза в сутки.
Для ИК №2 и №3 часы счетчика синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, но (не реже 1 раза в сутки, коррекция часов счетчика осуществляется при наличии расхождения показаний более чем ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят метрологически значимые 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».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
CalcClients.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
CalcLeakage.dll |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
CalcLosses.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
Metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParseBin.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParseIEC.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParseModbus.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParsePiramida.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
SynchroNSI.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
VerifyTime.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.0 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК I |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
УССВ/ Сервер | ||
|
1 |
ПС №7 «Заречная» 110/35/20/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш., яч. 2 |
ТОЛ-10 100/5 КТ 0,5S Рег.№47959-11 |
НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег.№ 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-08 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
УСВ-1 Рег№28716-05/ИКМ-Пирамида Рег.№29484-05 |
|
2 |
ПС №46 «Краснощековская» 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, 2 с.ш., яч. 19 |
ТОЛ-10 150/5 КТ 0,5S Рег№ 47959-11 |
НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег.№11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-08 | ||
|
3 |
ВЛ-10 кВ Л-97-17 от ПС 35 кВ №97 Сычевская, ПКУ-10кВ оп. 171/1 |
ЗНТОЛП-НТЗ-10 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 55601-13 |
ЗНТОЛП-НТЗ-10 (ф.А,С) 10000:V3 / 100:^3 КТ 0,5 Рег.№ 55601-13 ЗНОЛП-10 (ф.В) 10000:^3 / 100:^3 КТ 0,5 Рег.№ 46738-11 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 64450-16 | ||
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 Предприятие-владелец не претендует на улучшение указанных в Таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±8), % |
Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±8),% |
|
1, 2 |
Активная Реактивная |
1,2 1,9 |
3,4 5,7 |
|
3 |
Активная Реактивная |
1,4 2,1 |
3,4 5,7 |
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8 ($шф=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cosф=0,8 (зтф=0,6), токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +40 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
3 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +21 до +25 |
|
- температура окружающей среды для УСПД, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9(sin9) - температура окружающей среды для счетчиков и УСПД, °С - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 0 до +40 от -45 до +40 от 80 до 106,7 |
|
- относительная влажность, не более ,% |
98 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М.01, ч |
140 000 |
|
- среднее время наработки на отказ ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ч |
165 000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
СОЕВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер (ИВК «ИКМ-Пирамида»): - среднее время наработки на отказ, ч |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113 |
|
- при отключении питания, лет, не менее УСПД: |
5 |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее Сервер (ИВК «ИКМ-Пирамида»): |
5 |
|
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера (ИВК «ИКМ-Пирамида») 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:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (ИВК «ИКМ-Пирамида»);
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер (ИВК «ИКМ-Пирамида»).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
5 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
2 |
|
ЗНОЛП-10 |
1 | |
|
Трансформаторы комбинированные |
ЗНТОЛП-НТЗ-10 |
2 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
2 |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
1 | |
|
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
1 |
|
Документация | ||
|
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-362-2017 |
1 |
|
Формуляр |
АСВЭ 168.00.000 ФО с Изменением №1 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-362-2017 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «СК Алтайкрайэнерго». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 27.11.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018 «Методика измерения потерь напряжения в линиях связи счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ «Методика поверки», согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 4 декабря 2007 г.
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК.00 - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1, «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.
- СИКОН С70 - по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые
индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-1 - по документу ВЛСТ.221.00.000 МП «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИФТРИ» 15 декабря 2004 г.;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу ВЛСТ 230.00.000 И1 «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «СК Алтайкрайэнерго». АСВЭ 168.00.000 МИ» аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 и документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «СК Алтайкрайэнерго». МВИ 26.51.43-16-3329074523-2018 аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015.
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
