| Номер в госреестре | 77215-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ЗАО "СЗ ГШО") |
| Изготовитель | ООО "Альфа-Энерго", г.Москва |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ЗАО «СЗ ГШО») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков посредствам GPRS-модема Link ST100 на входы
ИВК «ИКМ-Пирамида», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии 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» Рязанское РДУ, ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра, и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с сервера БД (либо АРМ) 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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/ОРБ-приемника точного времени типа УСВ-2, часы сервера БД и счетчиков. Время сервера БД синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от наличия расхождений. Сервер БД осуществляет синхронизацию времени счетчиков. Сличение времени часов счетчиков со временем часов сервера БД осуществляется во время сеанса связи (1 раз в 30 минут), корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера БД ±1 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции.
В АИИС КУЭ используется 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, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | ||||
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.d ll | CalcLeakage .dll | CalcLosses.dl l | Metrology.dl l | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | ||||
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b 219065d63da 949114dae4 | b1959ff70be 1eb17c83f7b 0f6d4a132f | d79874d10fc 2b156a0fdc2 7e1ca480ac | 52e28d7b608 799bb3ccea4 1b548d2c83 | 6f557f885b7 37261328cd7 7805bd1ba7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | ||||
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | ||||
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll | ParseModbu s.dll | ParsePiramid a.dll | SynchroNSI. dll | VerifyTime.d ll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | ||||
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d 1e66494521f 63d00b0d9f | c391d64271a cf4055bb2a4 d3fe1f8f48 | ecf532935ca1 a3fd3215049 af1fd979f | 530d9b0126f 7cdc23ecd81 4c4eb7ca09 | 1ea5429b261 fb0e2884f5b3 56a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | ||||
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | Сервер/УССВ | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |||
| 1 | РП-5 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.17 | А С | ТПОЛ-10 800/5 Кл.т 0,5S Рег. № 47958-16 | А В С | НТМИ-10-66(1) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ИКМ «Пирамида» Рег. № 45270-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
| 2 | РП-5 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.18 | A C | ТПОЛ-10 800/5 Кл.т 0,5S Рег. № 47958-16 | A B C | НТМИ-10-66(1) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| 3 | РП-5 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.3 | А С | ТПОЛ-10 800/5 Кл.т 0,5S Рег. № 47958-16 | A B C | НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| 4 | РП-5 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.14 | А С | ТПЛ-10 50/5 Кл.т 0,5 Рег. №1276-59 | A B C | НТМИ-10-66(1) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
| 5 | РП-5 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.15 | А С | ТПЛ-10 50/5 Кл.т 0,5 Рег. №1276-59 | A B C | НТМИ-10-66(1) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
| 6 | РП-5 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.7 | А С | ТПЛ-10 50/5 Кл.т 0,5 Рег. №1276-59 | A B C | НТМИ-10-66(2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
| 7 | РП-5 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.8 | А С | ТПЛ-10 50/5 Кл.т 0,5 Рег. №1276-59 | A B C | НТМИ-10-66(2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
| 8 | РП-3 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.7 | А С | ТПОЛ-10 400/5 Кл.т 0,5 Рег. №47958-11 | A B C | НТМИ-6 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 9 | РП-3 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.14 | А С | ТОЛ-10 400/5 Кл.т 0,5 Рег. №47959-11 | A B C | НТМИ-6(3) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
РП-3 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.15
ТПОЛ-10 400/5 Кл.т 0,5 Рег. №47958-11
НТМИ-6(3) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-53
ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
ИКМ «Пирамида» Рег. № 45270-10
УСВ-2 Рег. № 41681-10
А
10
С
Пр имечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
3 (1) Указанные трансформаторы напряжения подключены к четырем счетчикам измерительных каналов №№ 1, 2, 4, 5.
4 (2) Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 6, 7.
5 (3) Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 9, 10.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| Активная | 1,1 | 3,1 | |
| 1, 2, 3 | |||
| Реактивная | 2,3 | 5,6 | |
| Активная | 1,2 | 4,1 | |
| 4-10 | |||
| Реактивная | 2,4 | 7,1 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ± 5 | ||
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). | |||
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, | |||
| соответствующие вероятности Р = 0,95. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 1 (5) до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 (5) до 120 |
| - коэффициент мощности, cos9 | 0,5 инд до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от -40 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счётчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.13: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ-2: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| счетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 114 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК.13: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 2 |
| ТПОЛ-10 | 10 | |
| ТПЛ-10 | 8 | |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 2 |
| НТМИ-6 | 2 | |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| ПСЧ-4ТМ.05МК.13 | 7 | |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер | ИКМ «Пирамида» | 1 |
| ПО | Пирамида 2000 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 17254302.384106.027.ФО | 1 |
| Методика поверки | МП РЦСМ-021-2019 | 1 |
осуществляется по документу МП РЦСМ-021-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «РГМЭК» (ЗАО «СЗ ГШО»). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» 22.10.2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по документу: ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованым с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу: «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2016 г.;
- УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ. 237.00.001 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2015 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (OPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РГМЭК» (ЗАО «СЗ ГШО»)», аттестованной ООО «Альфа-Энерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311785 от 15.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
