| Номер в госреестре | 80052-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Рафарма" |
| Изготовитель | Акционерное общество "АтомЭнергоСбыт" (АО "АтомЭнергоСбыт"), г. Москва |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Рафарма» (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. Количество измерительных каналов 3.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22 в режиме измерений активной электроэнергии, и по ГОСТ 31819.23 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - центр сбора и обработки информации (ЦСОИ), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения (ПО) ПК «Энергосфера». ЦСОИ включает в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места (АРМ) и устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе устройства синхронизации времени УСВ-3 (регистрационный № 64242-16 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений).
ИИК, ИВК, устройства коммуникации и линии связи образуют измерительные каналы
(ИК).
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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации.
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 GSM/GPRS-каналу поступает на второй уровень системы (ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК АИИС КУЭ с использованием протоколов передачи данных TCP/IP.
Передача информации от уровня ИВК в программно -аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» 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 действующими требованиями к предоставлению информации.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и передающим полученные данные по каналам последовательной связи в АИИС КУЭ. УСВ-3 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД осуществляется вне зависимости от величины расхождения часов сервера БД и времени УСВ-3. Сличение часов сервера БД с временем УСВ -3 осуществляется не реже 1 раза в 30 минут. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера». 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077 -2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ПК«Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 — Состав ИК
| Номер и наименование ИК | ТТ, (уст. фазы) | ы) ~ % К н S3 (у | Счетчик | УССВ/ Сервер | |
| 1 | ЗРП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.25 | ТОЛ-СЭЩ-10 100/5 Кл. т. 0,2 S Рег. № 32139-06 (А, С) | Н0Л-СЭЩ-10(1) 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 35955-07 (А, В, С) | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 64242-16/ HP Proliant DL320e Gen8v2 |
| 2 | ЗРП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.24 | Т0Л-СЭЩ-10 100/5 Кл. т. 0,2 S Рег. № 32139-06 (А, С) | Н0Л-СЭЩ-10(2) 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 35955-07 (А, В, С) | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 | |
| 3 | КТП 630Т175П 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 1 | Т-0,66 1000/5 Кл.т. 0,5 Рег № 36382-07 (АЗ, С) | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.10 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 50460-18 | |
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.
3 Допускается замена сервера на модель с аналогичными характеристиками.
4 (1) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к одному счетчику измерительного канала № 1.
5 (2) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к одному счетчику измерительного канала № 2.
6 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.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1, 2 | Активная | 0,9 | 2,7 |
| Реактивная | 1,9 | 4,6 | |
| 3 | Активная | 0,9 | 3,7 |
| Реактивная | 2,3 | 5,9 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с | |||
Пр имечания:
1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Границы погрешности в рабочих условиях указаны для тока 2(5)% 1ном и еоБф = 0,8 инд.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 3 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 1 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 до 120 |
| - коэффициент мощности, СОБф | 0,5 инд до 0,8 емк |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от -10 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М.01: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05МК.10: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-3: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 256554 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: Электросчетчики СЭТ -4ТМ.03М.01, ПСЧ-4ТМ.05МК.10: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| 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;
- испытательной коробки;
- сервера БД.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использование электронной
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ. Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М^ 10 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | HP Proliant DL320e Gen8v2 | 1 |
| ПО | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Паспорт-формуляр | КАЭС.411711.АИИС.104 ПФ | 1 |
| Методика поверки | МП КЦСМ-192-2020 | 1 |
осуществляется по документу МП КЦСМ-192-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Рафарма». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 08.05.2020 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2. «Методика поверки», ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
- Счетчик ПСЧ^ТМ^М^Ю - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016
г.;
- УСВ-3 - по документу: «Инструкция. Устройство синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТИ» в 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (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 АО «Рафарма», аттестованном ФБУ «Курский ЦСМ», аттестат аккредитации № RA.RU.312287 от 09.08.2017 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
