49039-12: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "ГАЗЭНЕРГОСЕРВИС"

Для измерения календарного времени, интервалов времени, активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Основные данные
Госреестр № 49039-12
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "ГАЗЭНЕРГОСЕРВИС"
Технические условия ГОСТ 22261-94, ГОСТ Р 8.596-2002, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2012
Методика поверки МП 49039-12
Межповерочный интервал 4 года
Страна-производитель  Россия 
Центр сертификации СИ
Наименование ГЦИ СИ Курского ЦСМ
Адрес 305029, г.Курск, Южный пер., 6А
Руководитель Мягченко Владимир Александрович
Телефон (8*071*22) 2-23-76
Факс 2-23-76, 33-21-27
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 45476
Тип сертификата (На серию или на партию) Е
Дата протокола Приказ 85 от 14.02.12 п.04
Производитель / Заявитель

ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир

 Россия 

600026, ул.Лакина, 8, а/я 14 Тел/факс (4922) 34-09-40, 33-67-66, 33-79-60, www.sicon.ru, E-mail: st@sicon.ru

Скачать

49039-12: Описание типа СИ
104.6 КБ Скачать

Применение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «ГАЗЭНЕРГОСЕРВИС» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения календарного времени, интервалов времени, активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Подробное описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии ПРОТОН-К ЦМ по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии; и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, 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, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№334), устройства синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (№1526), сервер баз данных, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

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 по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает на верхний уровень, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового и рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-1, синхронизирующих собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-1. Погрешность синхронизации не более ±0,5 с. Время ИВК, установленному в ЦСОИ ЗАО «Метроника-Групп», синхронизировано с временем УСВ-1, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с ИВК производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем ИВК ±2 с (не чаще один раз в сутки). Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

ПО

В АИИС КУЭ ОАО «Г АЗЭНЕРГОСЕРВИС» используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c

83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156

a0fdc27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372613

28cd77805bd1ba7

MD5

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664

94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271 acf4055 bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3

215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2 3 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28

84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Номер

точки

изме

рений

Наиме

нование

точки

измере

ний

Состав измерительного канала

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

(ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ОАО

«Газ-энергосервис» ф.627 ПС Энергоремонт

ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 5799 Зав. № 2527

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т.0,5 Зав. № 2916 Зав. № 2509

ПРО-ТОН-К ЦМ-05-А-2-234 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 94510992

«ИКМ-

Пира

мида»

Зав.

№334

актив

ная

реак

тивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

2

ОАО «Газ-энергосервис» КЛ 6 кВ №55 ПС Южная

ТПЛ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 25282 Зав. № 6182

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т.0,5 Зав. № 6761

ПРО-ТОН-К ЦМ-05-А-2-234 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 94511086

актив

ная

реак

тивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3.    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4.    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Цн; ток (1,0 + 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.;

-    температура окружающей среды: (20±5) °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации:

-    параметры сети для ИК: напряжение (0,98 1,02) Цном; ток (1 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 + 1,1) Цн1; диапазон силы первичного тока - (0,05 + 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 +

1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50°С; счетчиков - от минус 40 °С до + 60 °С; ИВК - от + 10 °С до + 25 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

6.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 °С до + 35 °С;

7.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.

8.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена ИВК «ИКМ-Пирамида» и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «ГАЗЭНЕРГОСЕРВИС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счетчик ПРОТОН-К - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

-    ИВК ИКМ «Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 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;

-    журнал сервера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и ИВК;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

-    электросчетчика;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Утвержденный тип

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «ГАЗЭНЕРГОСЕРВИС» типографским способом.

Комплект

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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

Количество

1

2

Трансформатор тока типа ТПЛ-10 (Госреестр №1276-59)

4 шт.

Трансформатор напряжения типа НОМ-6-77 (Госреестр № 17158-98)

2 шт.

Трансформатор напряжения типа НТМИ-6-66 (Г осреестр № 2611-70)

1 шт.

Счетчик электрической энергии ПРОТОН-К ЦМ-05-А-2-234 (Госреестр

№ 35437-07)

2 шт.

Методика поверки

1 шт.

Формуляр

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Информация о поверке

осуществляется по документу МП 49039-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «ГАЗЭНЕРГОСЕРВИС». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в декабре 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

•    Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

•    Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

•    Счетчик ПРОТОН-К - по методике поверки «Считчики электрической энергии цифровые многозадачные трехфазные «Протон-К». Методика поверки» ИС-ТА.003-00-00-00МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.

•    УСВ-1 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.001И1»;

•    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.

Методы измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «ГАЗЭНЕРГОСЕРВИС».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «ГАЗЭНЕРГОСЕРВИС»

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.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). 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 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".

«Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «ГАЗ-ЭНЕРГОСЕРВИС».

Рекомендации

Осуществление торговли и товарообменных операций.