|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "АЭМ-технологии" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 1 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «АЭМ-технологии» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала АО «АЭМ-технологии» «Атоммаш», г. Волгодонск, сбора, хранения и обработки полученной информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (один раз в 30 мин, один 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 результатов измерений в ХML-формате по электронной почте коммерческому оператору (КО) с электронной подписью и внешним организациям в соответствии с согласованным регламентом передачи;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков, ведение и передачу журнала событий ИВК;
- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (далее - ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.02М.03 - класса точности 0,5S по ГОСТ 52323-2005 при измерении активной электроэнергии и класса точности 1 по ГОСТ Р 52425-2005 при измерении реактивной электроэнергии, установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер опроса и баз данных (далее по тексту - сервер), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение, передачу отчетных документов КО и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл мощности по времени, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Сервер при помощи программного обеспечения (ПО) «SEDMAX» автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета. Обмен информацией счетчиков и сервера происходит по проводным линиям по протоколу RS-485 до каналообразующих серверов последовательных устройств серии Nport (адаптеров интерфейса) и далее - при помощи DSL-модемов по телефонным линиям предприятия. ПО «SEDMAX» осуществляет обработку измерительной информации счетчиков (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение, производит формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передачу подписанных при необходимости электронной подписью XML-макетов по электронной почте КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС». Результаты измерений электроэнергии (W, кВт∙ч, Q, квар∙ч) передаются в целых числах.
При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через последовательный или оптический интерфейс счетчиков.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы устройства синхронизации времени (УСВ), сервера, счетчиков. УСВ реализовано на базе приемника УССВ-16 HVS, принимающего сигналы точного времени системы GPS и формирующего шкалу точного времени. УСВ подключено к серверу. Сравнение показаний часов сервера и УСВ происходит непрерывно, синхронизация осуществляется при расхождении часов сервера и УСВ на величину более чем ±2 с. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера станции на величину более чем ±2 с один раз в сутки. Погрешность СОЕВ не превышает (5 с.
В СОЕВ в качестве резервного варианта передачи шкалы времени в сервер АИИС КУЭ предусмотрено использование сервера времени Государственной службы времени, частоты и определения параметров вращения Земли (ГСВЧ) - NTP-сервера синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ». Сервер времени подключается к серверу АИИС КУЭ, шкала времени передается в сервер по протоколу NTP. Синхронизация часов сервера осуществляется с цикличностью не реже один раз в 1024 с независимо от величины расхождения показаний часов.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется ПО «SEDMAX», установленное на сервере. Уровень защиты ПО «SEDMAX» 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, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части модулей ПО «SEDMAX» представлены в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±2 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Наименование ПО | Модуль ведения долговременного архива данных SED TRACER | | Идентификационное наименование ПО | sed_tracer_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.5961.32050 | | Цифровой идентификатор ПО | 61cd4795cdbfdcbb84762a5f13b9a993 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 | | | | Наименование ПО | Модуль дорасчетов SED CALC | | Идентификационное наименование ПО | sed_calc_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.5949.29342 | | Цифровой идентификатор ПО | de12d5a0d8138710ac12e10face22faa | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 | | | | Наименование ПО | Модуль учета электроэнергии
SED ELECTRO | | Идентификационное наименование ПО | sed_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.5695.18177 | | Цифровой идентификатор ПО | 7f27aef8b0f2e4ad741143b9853da58e | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики |
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4, основные технические характеристики - в таблице 5
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование присоединения | Состав ИК | Вид электроэнергии | | 1 | ГПП-1 Ввод Т-1 (2СШ) | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
КТТ = 600/5
Рег. № 1261-08 | НТМИ-10-66
Кл. т. 0,5
КТН = 10000/100
Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.02М.03
Кл. т 0,5S/1
Рег. № 36697-12 | Сервер опроса и баз данных | Активная, реактивная | | 2 | ГПП-1 Ввод Т-1 (1СШ) | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
КТТ = 600/5
Рег. № 1261-08 | НТМИ-10-66
Кл. т. 0,5
КТН = 10000/100
Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.02М.03
Кл. т 0,5S/1
Рег. № 36697-12 | | 3 | ГПП-1 Ввод Т-2 (4СШ) | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
КТТ = 600/5
Рег. № 1261-08 | НТМИ-10-66
Кл. т. 0,5
КТН = 10000/100
Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.02М.03
Кл. т 0,5S/1
Рег. № 36697-12 | | 4 | ГПП-1 Ввод Т-2 (3СШ) | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
КТТ = 600/5
Рег. № 1261-08 | НТМИ-10-66
Кл. т. 0,5
КТН = 10000/100
Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.02М.03
Кл. т 0,5S/1
Рег. № 36697-12 | | 5 | ГПП-2 Ввод Т-1 (3СШ) | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
КТТ = 600/5
Рег. № 1261-08 | НТМИ-10-66
Кл. т. 0,5
КТН = 10000/100
Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.02М.03
Кл. т 0,5S/1
Рег. № 36697-12 | | 6 | ГПП-2 Ввод Т-1 (1СШ) | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
КТТ = 600/5
Рег. № 1261-08 | НТМИ-10-66
Кл. т. 0,5
КТН = 10000/100
Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.02М.03
Кл. т 0,5S/1
Рег. № 36697-12 | | 7 | ГПП-2 Ввод Т-2 (4СШ) | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
КТТ = 600/5
Рег. № 1261-08 | НТМИ-10-66
Кл. т. 0,5
КТН = 10000/100
Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.02М.03
Кл. т 0,5S/1
Рег. № 36697-12 | | 8 | ГПП-2 Ввод Т-2 (2СШ) | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
КТТ = 600/5
Рег. № 1261-08 | НТМИ-10-66
Кл. т. 0,5
КТН = 10000/100
Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.02М.03
Кл. т 0,5S/1
Рег. № 36697-12 | | Примечание:
Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии и мощности
| Номер ИК | Коэф. мощнос-ти
cos ( | Границы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электроэнергии и мощности ( % | | 1-8 | 1,0 | ±2,1 | ±2,4 | ±1,2 | ±1,7 | ±1,0 | ±1,6 | ±1,0 | ±1,6 | | Примечание:
(оР - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности;
(Р - границы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ. |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электроэнергии и мощности
| Номер ИК | Коэф. мощнос-ти
cos ( | Границы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности ( % | | 1-8 | 0,9 | не норм. | не норм. | ±1,7 | ±2,3 | ±1,3 | ±2,0 | ±1,3 | ±2,0 | | Примечание:
(оQ - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и средней мощности;
(Q - границы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ. |
Примечания к таблицам 3, 4:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (30 мин).
2. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество ИК | 8 | | Периодичность сбора результатов измерений и журналов событий (функция автоматизирована), сут, не реже | 1 | | Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности cos φ
частота, Гц
магнитная индукция внешнего происхождения
температура окружающей среды, °С:
- для счетчиков
- для других компонентов | от 98 до 102
от 100 до 120
от 0,8 до 1
50
отсутствует
23
от +20 до +25 | | Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности cos φ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для серверов
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5 до 1
от 49,8 до 50,2
от -40 до +70
от +8 до +38
от +10 до +35
0,5 | | Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- время восстановления работоспособности, ч, не более
серверы:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- время восстановления работоспособности, ч, не более | 165000
2
0,99
35000
1 | | Глубина хранения информации:
счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114
40
3,5 |
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа обеспечена следующими мерами:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
В журнале событий счетчика фиксируются следующие события:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электропитания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
В журнале событий ИВК фиксируются следующие события:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факты и величина коррекции времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные из счетчиков журналы событий.
Предусмотрена возможность коррекции времени в счетчиках и сервере (функция автоматизирована).
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество | | Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 16 шт. | | Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 8 шт. | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02М.03 | 8 шт. | | Сервер опроса и баз данных | Cервер, совместимый с платформой х86 | 1 шт. | | Приемник сигналов точного времени | УССВ-16 HVS | 2 шт. | | Прикладное ПО на сервере | SEDMAX | 1 компл. | | Паспорт-формуляр | ГДАР.411711.242 ЭД.ПФ | 1 экз. | | Методика поверки | МП 201-058-2017 | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 201-058-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «АЭМ-технологии», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 31.07.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики СЭТ-4ТМ.02М.03 - по методике поверки ИЛГШ.41152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;
- измеритель потерь напряжения СА210 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 40951-14);
- радиочасы МИР РЧ-01 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04);
- прибор комбинированный Testo 608-H2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 53505-13);
- барометр-анероид БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 5738-76).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «АЭМ-технологии»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем Основные положения
|
| Заявитель | Акционерное общество Научно-производственное предприятие «ЭнергопромСервис» (АО НПП «ЭнергопромСервис»)
ИНН 7709548784
Адрес: 105120, г. Москва, Костомаровский переулок, д. 3, офис 104
Телефон: (499) 967-85-67; Факс: (499) 967-85-67
Web-сайт www.en-pro.ru; E-mail: info@en-pro.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, 46
Телефон: (495) 437 55 77; Факс: (495) 437 56 66
Web-сайт: www.vniims.ru; E-mail: office@vniims.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
|
