Номер по Госреестру СИ: 81310-21
81310-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (АО "Абиогрупп", ООО "ШКХП")
(1, 8, 0, 6, 1, 3)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (АО «Абиогрупп», ООО «ШКХП») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
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 .dll |
CalcLeakage .dll |
CalcLosses .dll |
Metrology .dll |
ParseBin .dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 | ||||
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1 b219065d63 da949114da e4 |
b1959ff70be1 eb17c83f7b0f 6d4a132f |
d79874d10fc2b1 56a0fdc27e1ca48 0ac |
52e28d7b60 8799bb3ccea 41b548d2c8 3 |
6f557f885b 737261328 cd77805bd 1ba7 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 | ||||
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||||
Идентификационное наименование ПО |
ParselEC .dll |
ParseModbus .dll |
ParsePiramida .dll |
SynchroNSI .dll |
VerifyTime .dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 | ||||
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283 d1e6649452 1f63d00b0d 9f |
c391d64271ac f4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
ecf532935ca1a3f d3215049af1fd97 9f |
530d9b0126f 7cdc23ecd81 4c4eb7ca09 |
1ea5429b2 61fb0e2884 f5b356a1d1 e75 |
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 АИИС КУЭ ООО «РГМЭК» (АО «Абиогрупп», ООО «ШКХП»), аттестованном ООО «Альфа-Энерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311785 от 15.08.2016 г.
Нормативные и технические документы
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 ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Вологодское РДУ, ПАО «ФСК ЕЭС» 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 шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-2, ежесекундно синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени 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.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТОЛ 10-1 |
4 |
ТШП |
7 | |
ТШП-0,66 |
5 | |
Трансформатор напряжения |
НТМК-10 |
2 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
6 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
Сервер |
ИКМ «Пирамида» |
1 |
ПО |
Пирамида 2000 |
1 |
Паспорт-формуляр |
17254302.384106.028.ФО |
1 |
Методика поверки |
МП РЦСМ-026-2020 |
1 |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСВ/ Сервер |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
РП-10кВ, РУ-10кВ, 1 с.ш.10кВ, яч.№7 |
ТОЛ 10-1 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-96 |
НТМК-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 355-49 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
УСВ-2, рег. № 41681-10/ ИКМ «Пирамида», рег. № 45270-10 |
2 |
РП-10кВ, РУ-10кВ, 2 с.ш.10кВ, яч.№13 |
ТОЛ 10-1 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-96 |
НТМК-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 355-49 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
3 |
ТП-10, РУ-0,4кВ |
ТШП 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 64182-16 |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
4 |
ТП-11, РУ-0,4кВ |
ТШП 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 64182-16 |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
5 |
КТП-142, РУ- 0,4кВ, яч.4 |
ТШП-0,66 2000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15173-06 |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
6 |
КТП-142, РУ- 0,4кВ, яч.8 |
ТШП 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11 ТШП-0,66 2000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15173-06 |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
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 АИИС КУЭ
Номера ИК
Вид электроэнергии
Границы основной погрешности (±5), %
Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %
1, 2
Активная Реактивная
1,3
2,1
-
4.1
-
7.1
3-6
Активная Реактивная
1,1
1,8
4,0
7,0
Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени 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 для ИК №№ 1-6 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, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 до +40°С для ИК №№ 1-6.
-
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество ИК |
6 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности |
0,9 |
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
- 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 |
от 0,5 до 1,0 |
simp |
от 0,5 до 0,87 |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН °С |
от -45 до +40 |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С | |
ПСЧ.4ТМ.05МК |
от -40 до +60 |
- температура окружающей среды для сервера, °С |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСВ-2: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
Глубина хранения информации: | |
Счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
113 |
Сервер:
|
40 |
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.