Номер по Госреестру СИ: 72898-18
72898-18 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Родина"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Родина» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ООО «Родина», автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦентр». 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 таблицах 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦентр»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «Родина»». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 051-RA.RU.311785/2018 от 26.07.2018 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Родина»
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
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП РЦСМ-010-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Родина». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» 03.08.2018 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 СЭТ-4ТМ.03М - по документу: ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
-
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу: ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК Руководству по эксплуатации. Часть 2 Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2016 г.;
-
- устройство синхронизации времени УССВ-2.01 - по документу: МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ГФБУ «Ростест-Москва» в 2013г.
-
- 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.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «РеконЭнерго» (ЗАО «РеконЭнерго»)
ИНН 3666089896
Адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12А
Телефон: (473) 253-09-47
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации метрологии и испытаний в Рязанской области» (ФБУ «Рязанский ЦСМ»)Адрес: 390011, г. Рязань, Старообрядческий проезд, д. 5
Тел/факс: (4912) 55-00-01/44-55-84
E-mail: asu@rcsm-ryazan.ru
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) «АльфаЦентр».
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 посредством GSM-модема поступает в ИВК.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с серврера БД по каналу связи с протоколом TCP/IP 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.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе GPS-приемника точного времени, часы сервера БД и счетчиков. Синхронизация сервера БД осуществляется 1 раз в сутки при расхождении показаний часов приемника и сервера БД на ± 1с. Сервер БД осуществляет синхронизацию времени счетчиков. Сличение времени часов счетчиков со временем часов сервера БД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера БД ±2с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Измерительный трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-21М |
3 |
Измерительный трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
3 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УССВ-2.01 |
1 |
Сервер |
HP DL20 G9 |
1 |
ПО |
«АльфаЦентр» |
1 |
Паспорт-формуляр |
РЭ.030.0025.ФО |
1 |
Методика поверки |
МП РЦСМ-010-2018 |
1 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 — Состав ИК
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ/С ервер | |
1 |
ПС 110/10 кВ РУ-10 кВ Ввод 1 |
ТОЛ-СЭЩ-10-21М Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 51623-12 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 54371-13 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
УССВ-2.01 Рег. № 54074-13/ HP DL20 G9 |
2 |
ПС 110/10 кВ РУ-0,4 кВ СН |
- |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.20 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 | |
Примечания:
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 |
Активная |
1,2 |
3,4 |
Реактивная |
2,4 |
5,7 | |
2 |
Активная |
1,1 |
3,3 |
Реактивная |
2,2 |
6,4 | |
Примечания:
|
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 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 5 до 120 |
- коэффициент мощности, cosф |
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 +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч, |
72 |
для УССВ-2: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч. |
2 |
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: счетчики СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК: 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 |
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;
- 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.