Номер по Госреестру СИ: 64851-16
64851-16 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ВОЛМА-Оренбург"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ВОЛМА-Оренбург» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «АльфаЦЕНТР AC_PE_30», идентификационные данные которого указаны в таблице 1. ПО 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 AC_PE_30».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР AC PE 30»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР AC_PE_30» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетод измерений изложен в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ВОЛМА-Оренбург», 2016 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 64851-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ВОЛМА-Оренбург». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» в июне 2016 г.
Документы на поверку измерительных компонентов:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М.01 - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.
-
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 - в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20 ноября 2007 г.;
Основные средства поверки:
-
- 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 %.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ПКФ «Тенинтер» Юридический адрес: 109428, г. Москва, пр-т Рязанский, д.10, ср. 2, пом. VI комн. 12 Почтовый адрес: 109444, г. Москва, ул. Ферганская, д.6, стр. 2
ИНН 7721777526 Тел./факс: (495) 788-48-25
E-mail: sav2803@mail.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Курской области» (ФБУ «Курский ЦСМ»)Адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а Тел./факс: (4712) 53-67-74
E-mail: kcsms@sovtest.ru
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), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по
ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по
ГОСТ Р 52425-2005, 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 с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР AC_PE_30», устройство синхронизации системного времени УССВ-35 HVS, автоматизированное рабочее место (АРМ).
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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по GSM-каналу поступает на второй уровень системы (ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК АИИС КУЭ с использованием протоколов передачи данных TCP/IP.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Оренбургское 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
Лист № 2 Всего листов 6 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 уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УССВ-35 HVS, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-npueMHUka, входящего в состав УССВ-35 HVS.
Корректировка часов на сервере происходит от УССВ-35 HVS, установленного в серверной комнате ООО «ВОЛМА» (г. Волгоград). Сличение часов сервера с часами УССВ-35 HVS осуществляется каждые 30 минут. Корректировка часов на сервере происходит при расхождении с временем УССВ-35 HVS более чем на ±1 с. Сличение часов счетчиков с часами сервера происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении часов счетчиков и часов сервера БД более чем на ±2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента |
Тип компонента |
№ Г осреестра |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ-10-11 |
51679-12 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М У2 |
22192-07 |
2 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 УЗ |
22656-07 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ-10 |
51676-12 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 У2 |
11094-87 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ- 4ТМ.05М.16 |
36355-07 |
1 |
У стройства синхронизации системного времени |
УССВ-35 HVS |
— |
1 |
Сервер базы данных c ПО «АльфаЦентр AC PE 30» |
Dell PE R220 |
— |
1 |
АРМ оператора |
Ноутбук Dell |
— |
1 |
Методика поверки |
— |
— |
1 |
Паспорт-формуляр |
— |
— |
1 |
Руководство по эксплуатации |
— |
— |
1 |
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР AC_PE_30», устройство синхронизации системного времени УССВ-35 HVS, автоматизированное рабочее место (АРМ).
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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по GSM-каналу поступает на второй уровень системы (ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК АИИС КУЭ с использованием протоколов передачи данных TCP/IP.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Оренбургское 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
Лист № 2 Всего листов 6 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 уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УССВ-35 HVS, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-npueMHUka, входящего в состав УССВ-35 HVS.
Корректировка часов на сервере происходит от УССВ-35 HVS, установленного в серверной комнате ООО «ВОЛМА» (г. Волгоград). Сличение часов сервера с часами УССВ-35 HVS осуществляется каждые 30 минут. Корректировка часов на сервере происходит при расхождении с временем УССВ-35 HVS более чем на ±1 с. Сличение часов счетчиков с часами сервера происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении часов счетчиков и часов сервера БД более чем на ±2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «АльфаЦЕНТР AC_PE_30», идентификационные данные которого указаны в таблице 1. ПО 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 AC_PE_30».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР AC PE 30»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР AC_PE_30» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК* | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
Основная по-грешность, ± 5% |
Погреш ность в рабочих условиях, ± 5% | |||
1 |
ВЛ-10 кВ «Ду-3» от ПС «Дубенская» 110/35/10 кВ, оп. 20, ЩУ- 10 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10-11 Кл.т. 0,5S 150/5 Зав. № 04235 Зав. № 04232 Зав. № 04241 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 07671 Зав. № 07672 Зав. № 07673 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 0802146609 |
актив ная реактивная |
1,2 2,7 |
3,3 4,1 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
2 |
ТП-5 10/0,4 кВ, ввод 10 кВ Т-1 |
ТПЛ-10- М У 2 Кл.т. 0,5S 50/5 Зав. № 2268 Зав. № 2348 |
НАМИ-10 У2 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 64259 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 0803162808 |
актив ная реактивная |
1,0 2,7 |
3,2 4,0 |
3 |
ТП-11 10/0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, Ввод 1 |
Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 101878 Зав. № 087842 Зав. № 085653 |
__ |
ПСЧ- 4ТМ.05М.16 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 0622121553 |
актив ная реактивная |
1,0 2,3 |
3,0 5,3 |
*Примечания:
-
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой (при доверительной вероятности равной 0,95) относительной погрешности ИК.
-
2 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
-
- параметры сети: напряжение (0,95-1,05) Uh; ток (1,0-1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50±0,2) Гц;
-
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
-
3 Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,05-1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф (sin9) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от - 45 до + 40 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при + 25 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф (sin9) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха от - 40 до + 60 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 90 % при + 30 °С;
-
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от - 10 до + 50 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при + 25 °С;
-
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
-
4 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 35 ° С .
-
5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена сервера, УССВ-35 HVS на однотипные. Замена оформляется актом в установленном
Лист № 4 Всего листов 6 собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
6 Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- Электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
-
- Электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- УССВ-35 HVS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- сервер АИИС КУЭ - среднее время наработки на отказ не менее Т = 41 000 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. Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика электрической энергии;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера.
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
-
- счетчика электрической энергии;
-
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- счетчиках электрической энергии (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). Глубина хранения информации:
-
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
-
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).