| Номер в госреестре | 83022-21 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (МУП "РГРЭС" (6 очередь)) |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Альфа-Энерго" (ООО "Альфа-Энерго"), г. Москва |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» (6 очередь)) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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 сервер сбора данных (сервер СД) с программным обеспечением (ПО) «Энергосфера», устройство синхронизации времени УСВ-2, расположенные в помещении серверной мУп «РГРЭС»; сервер ГЦсОи ООО «РГМЭК» в составе ИВК «ИКМ-Пирамида» с ПО «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-2, расположенные в помещениях ГЦСОИ ООО «РГМЭК»; автоматизированные рабочие места персонала (АРМ); каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-
485 поступает на шлюз Е-422, далее по каналу связи Ethernet на входы Wi-Fi роутера iRZ
RU10w, после чего сигнал передаётся по каналу связи стандарта GSM на сервер СД, расположенный в серверной МУП «РГРЭС».
На сервере СД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Далее измерительная информация поступает в виде xml-файлов формата 80020 на сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК» по каналу связи Internet.
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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входят устройства синхронизации времени типа УСВ -2, ежесекундно синхронизирующие собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) не более ±3 с/сут.
Сервер СД, установленный в МУП «РГРЭС» периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени сервера СД происходит во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени сервера СД на величину более чем ±2 с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в формуляре (17254302.384106.058.ФО) АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Энергосфера» и ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений ПО «Энергосфера» и ПО «Пирамида 2000» соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблицах 1а и 1б.
Таблица 1а — Идентификационные признаки ПО «Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||||||||
| «Пирамида 2000» | ||||||||||
| Идентификационное наименование ПО | Calc Clie | Calc Leak | Calc Loss | Metr olog | Pars eBin .dll | Pars eIEC .dll | Pars eMo | Pars ePira | Sync hro | Verif yTi |
| nts | age | es | y | dbus | mida | NSI | me | |||
| .dll | .dll | .dll | .dll | .dll | .dll | .dll | .dll | |||
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 | |||||||||
| e557 | b 195 | d798 | 52e2 | 6f55 | 48e7 | c391 | ecf5 | 530d | 1ea5 | |
| 12d0 | 9ff7 | 74d1 | 8d7b | 7f88 | 3a92 | d642 | 3293 | 9b01 | 429b | |
| b1b2 | 0be1 | 0fc2 | 6087 | 5b73 | 83d1 | 71ac | 5ca1 | 26f7 | 261f | |
| Цифровой | 1906 | eb17 | b 156 | 99bb | 7261 | e664 | f405 | a3fd | cdc2 | b0e2 |
| идентификатор ПО | 5d63 | c83f | a0fd | 3cce | 328c | 9452 | 5bb2 | 3215 | 3ecd | 884f |
| da94 | 7b0f | c27e | a41b | d778 | 1f63 | a4d3 | 049a | 814c | 5b35 | |
| 9114 | 6d4a | 1ca4 | 548d | 05bd | d00b | fe1f | f1fd | 4eb7 | 6a1d | |
| dae4 | 132f | 80ac | 2c83 | 1ba7 | 0d9f | 8f48 | 979f | ca09 | 1e75 | |
| Алгоритм вычисления | ||||||||||
| цифрового идентификатора ПО | MD5 | |||||||||
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| р е S й о К Но | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 152 | РП-71 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.9, ф.39 | ТОЛ-СТ 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 73872-19 | НАМИТ 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 70324-18 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | УСВ-2, рег. № 41681-10/ Dell Power Edge R330 УСВ-2, рег. № 41681-10/ ИКМ «Пирамида», рег. № 45270-10 |
| 153 | РП-71 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.10, ф.42 | ТОЛ-СТ 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 73872-19 | НАМИТ 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 70324-18 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
| 154 | ТП-1 ООО РЗЖБИ-2 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.15, ф.1 | ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-08 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
| Примечания: 1. Допускается замена ТТ, ТН и 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 УСВ на аналогичное, утвержденного типа. 3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. 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 АИИ | К С К У Э | ||
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 152, 153 | Активная Реактивная | 1,2 1,8 | 3,0 5,9 |
| 154 | Активная Реактивная | 1,2 1,8 | 3,0 4,9 |
| Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к национальной шкале координированного времени РФ UTC (SU), (±) 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. 3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, для рабочих условий для ИК №№ 152, 153 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от 1ном и для ИК № 154 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от !ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -25 до +40°С. | |||
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 3 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ^ом | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ^ом | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 1(2) до 120 |
| - коэффициент мощности: | |
| cos9 | от 0,5 до 1,0 |
| БШф | от 0,5 до 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от -25 до +40 |
| - температура окружающей среды для сервера ИВК, °С | от +10 до +30 |
| - атмосферное давление, кПа | от 80,0 до 106,7 |
| - относительная влажность, %, не более | 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Серверы ИВК: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Серверы ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств | 3,5 |
| измерений, лет, не менее |
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. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СТ | 4 |
| ТПОЛ-10 | 2 | |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ | 2 |
| НТМИ-6 | 1 | |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 2 |
| Сервер ИВК | ИКМ «Пирамида» | 1 |
| Сервер ИВК | Dell Power Edge R330 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 17254302.384106.058.ФО | 1 |
| Методика поверки | МП РЦСМ-030-2021 | 1 |
приведены в документе "Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» (6 очередь))", аттестованном ФБУ «Рязанский ЦСМ», аттестат аккредитации № RA.RU.311204 от 10.08.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» (6 очередь))
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
