Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ЗАО "СЗ ГШО")

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

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.

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), 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.

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»

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

Технические характеристики

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.

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.

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

Поверка

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.

Сведения о методах измерений

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

Развернуть полное описание