Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Русская аграрная группа») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
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 баз данных (СБД), устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-2, автоматизированные рабочие места (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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 посредством информационного кабеля RS-485 передается через GSM-модем по GSM-каналу связи 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 ЭП субъекта ОРЭМ, в филиал АО «СО ЕЭС» Рязанское РДУ и всем заинтересованным субъектам 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 предусматривает поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-2, ежесекундно синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS.
Сервер АИИС КУЭ ежесекундно сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-2 и при расхождении ±1 с и более, сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-2.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера осуществляется не реже одного раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера равного ±1 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
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 АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
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.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Пирамида 2000» |
| Calc Clie nts .dll | Calc Leak age .dll | Calc Loss es .dll | Metr olog y .dll | Pars eBin .dll | Pars eIEC .dll | Pars eMo dbus .dll | Pars ePir amid a.dll | Syn chro NSI .dll | Veri fyTi me .dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e557 12d0 b1b2 1906 5d63 da94 9114 dae4 | b 195 9ff7 0be1 eb17 c83f 7b0f 6d4a 132f | d798 74d1 0fc2 b156 a0fd c27e 1ca4 80ac | 52e2 8d7b 6087 99bb 3cce a41b 548d 2c83 | 6f55 7f88 5b73 7261 328c d778 05bd 1ba7 | 48e7 3a92 83d1 e664 9452 1f63 d00b 0d9f | c391 d642 71ac f405 5bb2 a4d3 fe1f 8f48 | ecf5 3293 5ca1 a3fd 3215 049a f1fd 979f | 530d 9b01 26f7 cdc2 3ecd 814c 4eb7 ca09 | 1ea5 429 b26 1fb0 e288 4f5b 356a 1d1e 75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Т аблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| ИКр о К | Наименование измерительного канала | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | КТП 5063 10 кВ, РУ-10 кВ, ввод 10 кВ | ТОЛ 50/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 47959-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 10000/V3/100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 47583-11 | СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
| 2 | ВЛ-10 кВ №8 от яч. 8 РП-33 10 кВ, РУ-10 кВ - КТП 5711 10 кВ, РУ 10 кВ, оп. №2, ПКУ 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 32139-11 | ЗНОЛ 10000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 3 | Ф №8 ВЛ-10 кВ от яч. 8 ПС "Журавлевка" 35/10 кВ, РУ-10 кВ - КТПНУ 8470 10 кВ, РУ-10 кВ, оп. №90, ПКУ 10 кВ | ТОЛ 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47959-11 | ЗНОЛП 10000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | 0 - 0 г- ,2 05 14 8 16 .г ^ £ 2 * .а .г д <V S а 1 ^ £ m Я СП У« | |
| 4 | ЗТП-8447 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 | Т-0,66 М У3 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 71031-18 | - | СЭТ-4ТМ.03М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| 5 | ЗТП-8447 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-2 | Т-0,66 М У3 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 71031-18 | - | СЭТ-4ТМ.03М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| 6 | КТП-8448 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 | Т-0,66 М У3 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 71031-18 | - | СЭТ-4ТМ.03М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
| 7 | КТП-8448 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-2 | Т-0,66 М У3 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 71031-18 | - | СЭТ-4ТМ.03М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
| 8 | ЗТП-8454 10 кВ, РУ 0,4 кВ, Т-1 | Т-0,66 М У3 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 71031-18 | - | СЭТ-4ТМ.03М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 9 | ЗТП-8454 10 кВ, РУ 0,4 кВ, Т-2 | Т-0,66 М У3 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 71031-18 | - | СЭТ-4ТМ.03М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | 0 - 0 t'' о" ^ 05 1- 4 1 8№ 6. 1 .г 4е " 1 ри р, м 2а -р Ви МИК |
| 10 | ЛЭП 10 кВ №1 ПС Муравлянка, от яч.1, 1 сек.ш. 10 кВ ПС Муравлянка 35 кВ, КРУН 10 кВ -КТП-8471 10 кВ, РУ-10 кВ, отпайка от оп. №141, ПКУ 10 кВ оп.№1 | ТОЛ 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47959-11 | ЗНОЛП 10000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 11 | ЛЭП 10 кВ №25 ПС Сараи от яч. 25, 1 сек.ш. 10 кВ, ЗРУ 10 кВ ПС 110 кВ Сараи -КТПНУ 8472 10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 25, оп. №1, ПКУ А1 10 кВ | ТОЛ 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47959-11 | ЗНОЛП 10000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 12 | ЛЭП 10 кВ №7 ПС Сараи от яч. 7, 2 сек.ш. 10 кВ, ЗРУ 10 кВ ПС 110 кВ Сараи -КТПНУ 8472 10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 7, оп. №1, ПКУ А2 10 кВ | ТОЛ-НТЗ-10 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 51679-12 | ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| 13 | ПС 110 кВ Сараи, ЗРУ 10 кВ, 1 сек.ш. 10 кВ, яч. 21 | ТОЛ-СВЭЛ 100/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 70106-17 | НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 14 | ПС 110 кВ Сараи, ЗРУ 10 кВ, 1 сек.ш. 10 кВ, яч. 23 | ТОЛ-СВЭЛ 100/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 70106-17 | НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 15 | ЗТП-8179 10 кВ, РУ-10 кВ, ввод 10 кВ | ТЛО-10 30/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 25433-06 | НТМИ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Продолжение таблицы 2_
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 | ИС КУЭ |
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±) 5, % | Границы погрешности в рабочих условиях (±) 5, % |
| 1 | Активная | 1,2 | 3,7 |
| Реактивная | 1,9 | 6,4 |
| 2 | Активная | 1,2 | 3,0 |
| Реактивная | 1,9 | 5,2 |
| 3, 10, 11 | Активная | 1,2 | 3,0 |
| Реактивная | 1,9 | 5,2 |
| 4-9 | Активная | 1,1 | 3,7 |
| Реактивная | 1,8 | 6,4 |
| 12 | Активная | 1,3 | 3,8 |
| Реактивная | 2,1 | 6,5 |
| 13, 14 | Активная | 0,9 | 1,7 |
| Реактивная | 1,3 | 3,5 |
| 15 | Активная | 1,3 | 3,7 |
| Реактивная | 2,1 | 6,5 |
| 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 и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для ИК №№ 1, 2, 4-9, 15 и токе ТТ, равном 2 % от 1ном для ИК №№ 3, 10-14 |
| при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -25 до +40 °С. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 15 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 90 до 1 10 |
| - ток, % от 1ном | 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 Ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | 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 | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер 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 |
| Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств | 3,5 |
| измерений, лет, не менее |
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 по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- в журнале событий сервера:
- журналы событий счетчика;
- параметрирования сервера;
- коррекции времени в сервере.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ_
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.05 | 3 |
| СЭТ-4ТМ.03М | 6 |
| СЭТ-4ТМ.03М.13 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ | 12 |
| ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| Т-0,66 М У3 | 18 |
| ТОЛ-НТЗ-10 | 2 |
| ТОЛ-СВЭЛ | 6 |
| ТЛО-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 3 |
| ЗНОЛ | 3 |
| ЗНОЛП | 9 |
| ЗНОЛП-НТЗ-10 | 3 |
| НАМИ- 10-95УХЛ2 | 1 |
| НТМИ-10-66У3 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер ИВК | ИКМ «Пирамида» | 1 |
| Документация |
| Паспорт-формуляр | 17254302.384106.053.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Русская аграрная группа»), 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» (ООО «Русская аграрная группа»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
83518-21: Методика поверки МП РЦСМ-033-2021Скачать10.5 Мб