Номер по Госреестру СИ: 47373-13
47373-13 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волгоградоблэлектро" с Изменениями № 1, 2
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волгоградоблэлек-тро» с Изменениями №1, 2 (далее АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волгоградоблэлектро», Свидетельство об утверждении типа RU.E.34.004.A № 43395, регистрационный № 47373-11, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 613, 614, 615, 616, 617, 618.
АИИС КУЭ предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Волгоградоблэлектро»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется комплекс технических средств (КТС ) для автоматизации контроля и учета электрической энергии и мощности «Энергомера», представляющий собой совокупность технических устройств контролируемого объекта (КО) и центра обработки информации (ЦОИ), а также программых компонентов КО и программного обеспечения (ПО) ЦОИ. КТС «Энергомера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа, а также обеспечивает контроль достоверности собираемых, обрабатываемых, хранимых и передаваемых данных.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» (по МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификац ионный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Программное обеспечение центра обработки информации КТС «Энергомера» |
KTS.exe |
2.51.2 |
FDDA32D9 |
CRC32 |
ktsConceptShell.exe |
34440633 | |||
ktsObjCollection pc.dll |
BE090C29 | |||
ktsDevCollection pc.dll |
46928F9E | |||
ktsDataRequest pc.dll |
902B2309 | |||
ktsJoins pc.dll |
50DAF062 | |||
Consumer.exe |
97ABA16C | |||
c2 uspd164 v2.50.05.dll |
3695342C | |||
c2 AsyncHayes.dll |
804DA720 | |||
Контрольная сумма исполняемого кода - DE87C859 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений«СТО 82000656-039-2009 Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Волгоградоблэлектро», регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.34.2009.06658».
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 1983-2001 ГОСТ 7746-2001 ГОСТ Р 52323-2005 |
Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». Трансформаторы тока. Общие технические условия. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S. |
ГОСТ Р 52425-2005 |
Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энер- |
ГОСТ Р 8.596-2002 |
гии. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения. |
ИНЕС.411711.026 |
Технорабочий проект. |
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 47373-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волгоградоблэлек-тро» с Изменениями №1, 2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИ-ИМС» 01 апреля 2013 года.
Средства поверки - по методикам поверки на измерительные компоненты:
-
- средства поверки ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
-
- средства поверки ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-11;
-
- счетчик ЦЭ6850М - по документу «Счетчики электрической энергии ЦЭ6850. Методика поверки ИНЕС.411152.034 Д1», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» 15 декабря 2002 г.;
-
- устройство синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» 15 декабря 2004 г.
Изготовитель
ЗАО «Электротехнические заводы «Энергомера»Юридический адрес: 355029, Россия, г. Ставрополь, ул. Ленина, 415
Почтовый адрес: 355029, Россия, г. Ставрополь, ул. Ленина, 415 Тел.: (8652) 35-75-27; факс: (8652) 56-44-17
Электронная почта: concem@energomera.ru
Испытательный центр
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»
Адрес: 119361, Москва, ул. Озерная, 46
Тел.: 8 (495) 437 55 77; факс: 8 (495) 437 56 66
Электронная почта: office@vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
-
- измерение активной и реактивной электрической мощности усредненной на 30минутных интервалах времени;
-
- измерение календарного времени, интервалов времени;
-
- 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 накопленных данных в информационные системы организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка 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 (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001; счетчики электроэнергии ЦЭ6850М по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии, по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включает в себя устройство сбора и передачи данных УСПД 164-01И.
-
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Первичные фазные 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 преобразуют 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 по проводным линиям связи поступает в УСПД, где осуществляется сбор, обработка и хранение информации. Для передачи накопленных данных в сервер центра сбора данных АИИС КУЭ ОАО «Волгоградоблэлектро» используются каналы передачи данных стандарта GSM с использованием стационарных терминалов сотовой связи. При отсутствии уровня ИВКЭ (УСПД) сбор коммерческой информации производится непосредственно со счетчиков в центр сбора данных АИИС КУЭ ОАО «Волгоградоблэлектро» по радиоканалам 900/1800 МГц стандарта GSM с использованием стационарных терминалов сотовой связи.
На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, а также передача накопленных данных в информационные системы организаций-участников оптового рынка электроэнергии. Передача информации организациям-участникам оптового рынка электроэнергии осуществляется по выделенному каналу передачи данных через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации времени УСВ-1 на базе GPS-приемника, встроенные часы сервера, УСПД, счетчиков. УСВ-1 синхронизирует один раз в секунду время часов сервера АИИС КУЭ, погрешность синхронизации не более 0,01 с. Синхронизация времени часов УСПД происходит один раз в сутки во время сеанса связи с сервером центра сбора данных. Синхронизация времени часов счетчиков осуществляется один раз в сутки во время сеанса связи с УСПД. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с/сут.
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на создание первоначальной и добавленной частей АИИС КУЭ, а также эксплуатационной документацией -руководство по эксплуатации системы и /или паспорт-формуляр, в который входит полный перечень технических средств, из которых комплектуются основные и добавленные измерительные каналы АИИС КУЭ.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номера точек измерений и наименование присоединения |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
к Ь й £ « ж и Й хР 2 а 1 ° к |
н * о Й о 2 Щ F 2 я ,2 § 2 а а а о о со о С | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 | |
613 |
Л-Развилка-2, ПС Гидролизная, ввод 2, яч. 14 |
ТШЛ-СЭЩ-10 2000/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 00350-11 Зав.№ 00386-11 Зав.№ 00387-11 |
НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 3794 |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0072510360 01110 |
о о S о о о -г §1 > % § !Т> |
Активная, Реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±1,8 ±3,0 |
614 |
Л-Развилка-2, ПС Гидролизная, ввод 4, яч. 42 |
ТШЛ-СЭЩ-10 2000/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 00394-11 Зав.№ 00351-11 Зав.№ 00349-11 |
НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 8211 |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0072510420 00428 | ||||
615 |
Л-3, ПС Гидролизная, ввод 1, яч. 13 |
ТШЛ-СЭЩ-10 2000/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 00685-11 Зав.№ 00683-11 Зав.№ 00680-11 |
НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 6765 |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0072510420 00468 | ||||
616 |
Л-3, ПС Гидролизная, ввод 3, яч. 43 |
ТШЛ-СЭЩ-10 2000/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 00682-11 Зав.№ 00681-11 Зав.№ 00684-11 |
НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 8204 |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0072510420 00457 | ||||
617 |
Л-3, ПС Гидролизная, ТСН- 1 |
Т-0,66 М У3 150/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 079359 Зав.№ 079360 Зав.№ 079361 |
- |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0072510420 00499 |
Активная, Реактивная |
±0,9 ±2,2 |
±1,6 ±2,8 | |
618 |
Л-Развилка-2, ПС Гидролизная, ТСН- 2 |
Т-0,66 М У3 150/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 103390 Зав.№ 103401 Зав.№ 103392 |
- |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0072510420 00476 |
Примечания:
-
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3. Нормальные условия:
-
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном; cos j = 0,9 инд.;
-
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
-
4. Рабочие условия:
-
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,01 - 1,2) 1ном; 0,5 инд.£cos j£0,8 емк.;
-
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 45 до плюс 50 °С; для счетчиков от минус 40 до плюс 55 °С; для УСПД от минус 30 до плюс 55°С;
-
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 1ном, cos j = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С.
-
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.
-
7. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
- счетчик электроэнергии ЦЭ6850М - среднее время наработки на отказ Т = 160000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв - не более 2 ч;
-
- УСПД 164-01И среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч;
-
- устройство синхронизации времени УСВ-1 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч, коэффициент готовности - 0,99.
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
-
- наличие системы диагностирования неисправностей АИИС КУЭ;
-
- восстановление информации в аварийных ситуациях.
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;
-
- выключение и включение УСПД; Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки ;
- УСПД;
- сервера;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
-
- электросчетчика;
-
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
- УСПД (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений: 30 минутные приращения (функция автоматизирована);
-
- сбора информации: 1 раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
- электросчетчик ЦЭ6850М - данные о потреблении электроэнергии накопленные по тарифам за сутки - не менее 45 суток; данные о потреблении электроэнергии по тарифам за месяц - не менее 24 месяцев; при отключении питания - не менее 10 лет;
-
- УСПД 164-01И - суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за сутки - не менее 3 месяцев; потребление электроэнергии по каждому каналу учета за месяц - не менее 3 лет; при отключении питания - не менее 20 лет;
-
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.