Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Нокиан Тайерс"
| Номер в ГРСИ РФ: | 86013-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нокиан Тайерс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 86013-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Нокиан Тайерс" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 1009 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 86013-22: Описание типа СИ | Скачать | 575.7 КБ | |
| 86013-22: Методика поверки | Скачать | 11.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нокиан Тайерс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) ПС 110 кВ ЗАО Форд-Всеволожск (ПС-526), включающий в себя устройство сбора и передачи данных - интеллектуальный контроллер SM160-02M (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ПАО «Россети Ленэнерго», включающий в себя сервер баз данных (далее - БД) ПАО «Россети Ленэнерго», автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) типа УСВ-2, программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида-Сети» и каналообразующую аппаратуру.
4-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АО «ПЭС», включающий в себя сервер БД АО «ПЭС», АРМ, УССВ типа УСВ-3, ПО «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из четырех 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на сервер БД ПАО «Россети Ленэнерго» 3-го уровня АИИС КУЭ.
В ИВК ПАО «Россети Ленэнерго» 3-го уровня АИИС КУЭ ежесуточно выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации о результатах измерений, состоянии средств измерений в формате XML-макетов в ИВК АО «ПЭС» 4-го уровня АИИС КУЭ с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP.
На верхнем ИВК АО «ПЭС» 4-го уровня АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД АО «ПЭС» 4-го уровня АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц (предприятий потребителей, сетевых организаций, смежных субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) и др.), получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Сервер БД АО «ПЭС» 4-го уровня АИИС КУЭ по сети Internet с использованием электронной подписи раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ, ИВК 3-го уровня АИИС КУЭ и ИВК 4-го уровня АИИС КУЭ.
СОЕВ включает в себя встроенные часы счетчиков, УСДП, серверов БД, а также УССВ на основе приемников сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС) типа:
- УСВ-2 (рег. № 41681-09) в составе ИВК ПАО «Россети Ленэнерго» 3-го уровня АИИС КУЭ;
- УСВ-3 (рег. № 64242-16) в составе ИВК АО «ПЭС» 4-го уровня АИИС КУЭ.
УСВ-3 в составе ИВК АО «ПЭС» 4-го уровня АИИС КУЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД АО «ПЭС», коррекция часов сервера БД АО «ПЭС» выполняется при наличии расхождения с часами УССВ более чем на ±1 с.
УСВ-2 в составе ИВК ПАО «Россети Ленэнерго» 3-го уровня АИИС КУЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД ПАО «Россети Ленэнерго», коррекция часов сервера БД ПАО «Россети Ленэнерго» выполняется не реже 1 раза в сутки независимо от расхождения с часами УСВ-2.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера БД ПАО «Россети Ленэнерго» осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, коррекция часов УСПД выполняется при расхождении часов УСПД и сервера более чем на ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, коррекция часов счетчиков выполняется при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий УСПД и сервера БД отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№1009) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется:
1. ПО «Пирамида-Сети» версии не ниже 10.5, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.1. ПО «Пирамида-Сети» 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-Сети».
|
Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО «П |
ирамида-Сети» |
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
BinaryPackControls.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CheckDataIntegrity.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComIECFunctions.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComModbusFunctions.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComStdFunctions.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
|
Идентификационное наименование ПО |
DateTimeProcessing.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
|
Идентификационное наименование ПО |
SafeValuesDataUpdate.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
|
Идентификационное наименование ПО |
SimpleVerifyDataStatuses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SummaryCheckCRC .dll |
|
Номер версии (идентификационный номер)ПО |
не ниже 1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ValuesDataProcessing.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «Пирамида-Сети» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средств измерений исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
2. ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.2. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средств измерений исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метролс характе И |
гические ристики К | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД / УССВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 110 кВ ЗАО Форд-Всеволожск (ПС-526), КРУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, Яч. 315 |
TPU 40.23 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 17085-98 |
TJP4 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 17083-98 |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
SM160-02M Рег. № 71337-18 / УСВ-2 Рег. № 41681-09 / УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,3 |
|
2 |
ПС 110 кВ ЗАО Форд-Всеволожск (ПС-526), КРУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, Яч. 314 |
TPU 40.23 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 17085-98 |
TJP4 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 17083-98 |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,3 | |
|
3 |
ПС 110 кВ ЗАО Форд-Всеволожск (ПС-526), КРУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, Яч. 414 |
TPU 40.23 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 17085-98 |
TJP4 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 17083-98 |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,3 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
4 |
ПС 110 кВ ЗАО Форд-Всеволожск (ПС-526), КРУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, Яч. 415 |
TPU 40.23 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 17085-98 |
TJP4 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 17083-98 |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
SM160-02M Рег. № 7133718 / УСВ-2 Рег. № 4168109 / УСВ-3 Рег. № 6424216 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,3 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | |||||||
|
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. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8инд, 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 °C до +60 °C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5. Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 6. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 8. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
4 |
|
Нормальные условия: | |
|
параметры сети: | |
|
- напряжение, % от Uhom |
99 до 101 |
|
- ток, % От Ihom |
100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
параметры сети: | |
|
- напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
От 0,5 инд. дО 0,8 емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС - температура окружающей среды в месте расположения |
от -45 до +40 |
|
счетчиков, ОС |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, ОС |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС - температура окружающей среды в месте расположения УССВ, ОС |
от +10 до +30 |
|
типа УСВ-2, рег. № 41681-09 |
от -10 до +50 |
|
типа УСВ-3, рег. № 64242-16 |
от -25 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
Счетчики электроэнергии: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСВ: |
1 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
|
типа УСВ-2, рег. № 41681-09 |
35000 |
|
типа УСВ-3, рег. № 64242-16 |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации | |
|
Счетчики электроэнергии: | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации УСПД: - тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее |
45 |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей измерительных трансформаторов;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании (возможность установки многоуровневых паролей):
- счётчика электроэнергии;
- УСПД;
- сервера;
- кодирование результатов измерений при передаче.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике с отражением времени (даты, часов, минут, секунд) коррекции;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (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.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока |
TPU 40.23 |
12 |
|
Трансформатор напряжения |
TJP4 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05 |
4 |
|
Контроллеры многофункциональные |
SM160-02M |
1 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«Пирамида-Сети» |
1 |
|
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.1009 ПФ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АИИС КУЭ ООО «Нокиан Тайерс», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 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.
Смотрите также
