Номер по Госреестру СИ: 68176-17
68176-17 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Ижевский мотозавод "Аксион-холдинг" вторая очередь
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Ижевский мотозавод «Аксион-холдинг» вторая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО 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, а также с помощью специальных программных средств, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентиф икационные данные (признаки) |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli- ents.dll |
CalcLeak-age.dll |
Cal- cLosses.d ll |
Metrol-ogy.dll |
Parse- Bin.dll |
Par- seIEC.dll |
ParseMod bus.dll |
ParsePi-ramida.dll |
Synchro NSI.dll |
Verify- Time.dll |
Номер версии | ||||||||||
(идентификационный |
не ниже 3.0 | |||||||||
номер) ПО | ||||||||||
e55712d0 |
b1959ff70 |
d79874d1 |
52e28d7b6 |
6f557f885 |
48e73a92 |
c391d642 |
ecf532935 |
530d9b01 |
1ea5429b | |
Цифровой |
b1b21906 |
be1eb17c |
0fc2b156 |
08799bb3c |
b7372613 |
83d1e664 |
71acf405 |
ca1a3fd32 |
26f7cdc2 |
261fb0e2 |
идентификатор ПО |
5d63da94 |
83f7b0f6d |
a0fdc27e |
cea41b548 |
28cd7780 |
94521f63 |
5bb2a4d3 |
15049af1f |
3ecd814c |
884f5b35 |
9114dae4 |
4a132f |
1ca480ac |
d2c83 |
5bd1ba7 |
d00b0d9f |
fe1f8f48 |
d979f |
4eb7ca09 |
6a1d1e75 | |
Алгоритм вычисле- | ||||||||||
ния цифрового |
MD5 | |||||||||
идентификатора ПО |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Ижевский мотозавод «Аксион-холдинг» вторая очередь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП ЭПР-010-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Ижевский мотозавод «Аксион-холдинг» вторая очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 04.05.2017 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1
«Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1,
являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- контроллер СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1
«Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом ВЛСТ 230.00.000 И1
«Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергосистемы» (ООО «Энергосистемы») ИНН 3328498209
Адрес: 600022, г. Владимир, а/я 11
Юридический адрес: 600035, г. Владимир, ул. Куйбышева, д.16, офис 411
Телефон (факс): (4922) 60-23-22
Web-сайт: www.ensys.su
E-mail: post@ensys.su
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57
Телефон: (929) 935-90-11
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
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-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 и ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012 и ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 и каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
ИВК «ИКМ-Пирамида» с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000»,
автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК № 1 цифровой сигнал с выходов счетчика по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер ИВК «ИКМ-Пирамида », а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. От УСПД измерительная информация по проводным линиям связи поступает на модем, далее по телефонной коммутируемой линии -на сервер ИВК «ИКМ-Пирамида».
Для ИК № 2 цифровой сигнал с выходов счетчика по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на сервер ИВК «ИКМ-Пирамида».
На сервере ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется обработка полученных данных, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от ИВК «ИКМ-Пирамида» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС » Пермское 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 приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» производится по запросу каждые 30 мин, коррекция часов выполняется при расхождении на величину ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» производится во время сеанса связи (1 раз в 30 минут). Корректировка часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» на величину ±1 с.
Для ИК № 1 сравнение показаний часов счетчика с часами УСПД производится во время сеанса связи (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счетчика выполняется автоматически при расхождении с часами УСПД на величину ±1 с. Для ИК № 2 сравнение показаний часов счетчика с часами сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» производится 1 раз в сутки, корректировка часов счетчика выполняется автоматически независимо от наличия расхождений. Для ИК № 1 передача информации от счетчика до УСПД, от УСПД до сервера ИВК «ИКМ-Пирамида», а для ИК № 2 - от счетчика до сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» -реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика, УСПД и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» отражаются в соответствующих журналах событий.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
2 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
1 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 шт. |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
1 шт. |
Комплексы информационно-вычислительные |
ИКМ-Пирамида |
1 шт. |
Методика поверки |
МП ЭПР-010-2017 |
1 экз. |
Паспорт-формуляр |
ЭНСТ.411711.131.ФО |
1 экз. |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
1 |
РУ-6-26, ЗРУ-6 кВ, II с. ш., яч. 22 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 75/5 Рег. № 32139-11 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» Рег. № 45270 10 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
2 |
РУ-6-7, ЗРУ-6 кВ, II с. ш., яч. №18 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
— |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 | |
Примечания:
30 минут.
чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» на аналогичное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество ИК |
2 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности |
0,9 |
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности: | |
- COSф |
0,5 до 1,0 |
- simp |
от 0,5 до 0,87 |
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения | |
счетчиков, °С |
от 0 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от 0 до +40 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
счетчик СЭТ-4ТМ.03М: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: | |
счетчик: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее |
113 |
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
УСПД: | |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
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.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (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).