Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Завод Лоджикруф» ПИР) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
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), АРМы 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 GSM-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 и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с сервера БД 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, 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.
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.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
| Идентиф икационное 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 |
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
| Идентиф икационное 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 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ/Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 5 | РП-4, РУ-10кВ, яч.2 | А С | ТОЛ-10-I 1000/5 Кл.т 0,5S Рег. № 15128-01 | А В С | ЗНОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 55024-13 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | ИКМ «Пирамида» Рег. № 45270-10 УСВ-2 Рег. № 41681-09 |
| 6 | РП-4, РУ-10кВ, яч.10 | А С | ТОЛ-10-I 1000/5 Кл.т 0,5S Рег. № 15128-01 | А В С | ЗНОЛ-СВЭЛ-10 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 42661-09 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
| 7 | РТП-5, РУ-10кВ, яч.8 | А С | ТЛП-10 800/5 Кл.т 0,5 Рег. № 30709-06 | А В С | ЗНОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 55024-13 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
| 8 | РТП-5, РУ-10кВ, яч.14 | А С | ТЛП-10 800/5 Кл.т 0,5 Рег. № 30709-06 | А В С | ЗНОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 55024-13 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
| Примечания: 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 2 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. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Г раницы основной погрешности, (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| | Активная | 1,2 | 3,4 |
| 5, 6 | | | |
| | Реактивная | 2,4 | 5,7 |
| | Активная | 1,2 | 3,3 |
| 7, 8 | | | |
| | Реактивная | 2,4 | 5,7 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, |
| соответствующие вероятности Р = 0,95. | |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 4 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 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, еоБф | 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 0 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.12: | |
| 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 ПСЧ-4ТМ.05МК.12: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| 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 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ± 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.
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. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 4 |
| Трансформаторы тока | ТЛП-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-СВЭЛ-10 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК .12 | 4 |
| У стройства синхронизации системного времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер | ИКМ «Пирамида» | 1 |
| ПО | Пирамида 2000 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 17254302.384106.022.ФО | 1 |
| Методика поверки | МП РЦСМ-011-2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП РЦСМ-011-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Завод Лоджикруф» ПИР). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» 16.10.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчик 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 2011 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.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РГМЭК» (ООО «Завод Лоджикруф» ПИР)». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 053-RA.RU.311785/2018 от 02.10.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
73254-18: Методика поверки МП РЦСМ-011-2018Скачать13.4 Мб