Номер в госреестре | 67698-17 |
Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" Первая очередь Изменение 1 |
Изготовитель | ЗАО "Независимая Электросетевая Компания", г.Саратов |
Год регистрации | 2017 |
МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Описание типа | скачать |
Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» Первая очередь Изменение 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
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) включает в себя сервер с программным обеспечением (далее - ПО) КТС «Энергия +», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), GPS-приемник, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы двух модулей интерфейсов групповых (МИГ), далее по проводным линиям связи интерфейса RS-232 поступает на входы GPRS-модема, и по основному каналу GPRS связи данные поступают в ИВК. При отказе основного канала связи цифровой сигнал с выходов МИГ по проводным линиям связи интерфейса RS-232 поступает на входы GSM-модема, и по резервному каналу GSM связи данные поступают в ИВК.
На уровне ИВК осуществляется обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Саратовское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP по 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. Резервный канал передачи данных заинтересованным субъектам оптового рынка реализован посредствам модема ZyXEL.
Основной канал связи обеспечивает скорость передачи данных не менее 28800 бит/сек и имеет коэффициент готовности не хуже 0,95.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), построенную на функционально объединённой совокупности программно-технических средств измерений и коррекции часов устройств, и включает в себя приемник меток времени GPS, устройство сервисное, модули интерфейсов групповые (МИГ), сервер ИВК и счетчики электрической энергии.
Приёмник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ) («шесть точек»), которые поступают на устройство сервисное. Устройство сервисное принимает СПВ от приёмника меток времени GPS, и по началу шестого СПВ производит синхронизацию корректора времени, встроенного в устройство сервисное. Корректор времени представляет собой таймер, ведущий часы, минуты, секунды, миллисекунды.
Сервер ИВК по интерфейсу RS-232C каждую секунду обращается к устройству сервисному, считывает с корректора показания таймера и сравнивает с показаниями своего таймера. При расхождении таймера сервера и корректора более чем на 60 мс, сервер ИВК корректирует свой таймер по показаниям таймера корректора времени. На сервере ИВК установлена программа «NTP-сервер», которая использует таймер сервера ИВК в качестве опорного источника.
Коррекция часов счётчиков электрической энергии осуществляется с помощью МИГ с использованием технологии NTP. Интегрированный в МИГ «NTP-клиент» по сети GPRS с заданным интервалом выполняет синхронизацию собственного таймера с NTP-сервером на ИВК. При условии, что собственный таймер МИГ синхронизирован с NTP-сервером, МИГ обеспечивает проверку часов счётчиков, подключенных к нему, и при расхождении часов счётчиков с таймером МИГ более ±2 с производит синхронизацию часов счётчиков. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекцию часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется ПО «Комплекс технических средств «Энергия+», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО КТС «Энергия+».
Таблица 1 — Идентификационные данные КТС «Энергия+»
Идентификационные признаки | Значение | ||
Идентиф икационное наименование ПО | Ядро: Энергия + (файл kernel6.exe) | Запись в БД: Энергия + (файл Writer.exe) | Сервер устройств: Энергия + (файл IcServ.exe) |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже v. 6.5 | ||
Цифровой идентификатор ПО | B26C3DC337223E64306 8D2678B83E7FE | 28D3B14A74AC235 8BFE 3C1E134D5CCDE | 444971B1FA5BB1533F4 3A339F8186C7B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Измерительные компоненты | Метрологические характеристики ИК1 | |||||||
№ ИК | Наименован ие точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | Сервер | Вид элек троэнер гии | Пределы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
1 | ПС «Урицкая» фидер в ячейке | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19684 Зав. № 19785 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1609 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0802160999 | Актив ная Реак | 1,1 2,3 | 2,9 4,7 | |
№ 719 | Рег. № 1261-08 | Рег. № 380-49 | Рег.№36697-12 | тивная | ||||
2 | ПС «Урицкая» фидер в ячейке | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19665 Зав. № 19672 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 3082 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0802160602 | ЭК е р 1 | Актив ная Реак- | 1,1 2,3 | 2,9 4,7 |
№ 720 | Рег. № 1261-08 | Рег. № 51199-12 | Рег. № 36697-12 | гия+» Зав. № | тивная | |||
ПС | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0802160552 | б/н | Актив- | |||
3 | «Урицкая» фидер | 600/5 Зав. № 11822 | 6000/100 Зав.№ | Рег. № 21001-11 | ная | 1,1 | 2,9 | |
в ячейке | Зав. № 11397 | 0010130000002 | Реак- | 2,3 | 4,7 | |||
№ 731 | Рег. № 1261-08 | Рег. № 16687-07 | Рег.№ 36697-12 | тивная | ||||
ТПОЛ-10 | НАМИТ-10 | СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
ПС | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | 0,2S/0,5 | Актив- | ||||
«Урицкая» | 600/5 | 6000/100 | Зав. № | ная | 1,1 | 2,9 | ||
4 | фидер | Зав. № 21039 | Зав.№ | 0802161058 | ||||
в ячейке | Зав. № 21399 | 0010130000001 | Реак- | 2,3 | 4,7 | |||
№ 748 | Рег. № 1261-08 | Рег. № 16687-07 | Рег.№ 36697-12 | тивная |
4 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Цщ; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05) - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) №2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) hi2; диапазон коэффициента мощности cos9 (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 для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 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 плюс 15 до плюс 25 °С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5) % !ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
6 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7 Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- ИВК КТС «Энергия+» (рег. № 21001-11) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 1900 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера ИВК от источника бесперебойного питания Smart-UPS 1000VA (SUA 1000RMI2U);
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовый связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадание напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
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, параметрировании:
- 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 не менее 30 суток; при отключении питания - не менее 40 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента | Тип компонента | Количество, шт. |
Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 8 |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 2 |
Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
ИВК | КТС «Энеригия+» | 1 |
Методика поверки | — | 1 |
Паспорт-формуляр | 153-16-ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 67698-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» Первая очередь Изменение 1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» 07.04.2017 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 электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
КТС «Энергия+» - в соответствии с документом методика поверки, приведенной в Руководстве по эксплуатации НЕКМ.421451.001 РЭ и утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Пензенский ЦСМ» 25 февраля 2011 г.
Основные средства поверки:
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» Первая очередь Изменение 1
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
Зарегистрировано поверок | 3 |
Поверителей | 1 |
Актуальность данных | 21.11.2024 |