Номер по Госреестру СИ: 82168-21
82168-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РСК Сбыт" (ООО "Мега-А")
(1, 8, 3, 5, 6, 4)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РСК Сбыт» (ООО «:Мега-А») (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 программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений ПО «Пирамида 2000» соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients .dll |
CalcLeakage .dll |
CalcLosses .dll |
Metrology .dll |
ParseBin .dll |
Номер версии (идентификационный |
3 | ||||
номер) ПО | |||||
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b2 |
b1959ff70be1 |
d79874d10fc2b1 |
52e28d7b608 |
6f557f885b7 |
19065d63da94 |
eb17c83f7b0f |
56a0fdc27e1ca4 |
799bb3ccea4 |
37261328cd7 | |
9114dae4 |
6d4a132f |
80ac |
1b548d2c83 |
7805bd1ba7 | |
Алгоритм вычисления | |||||
цифрового |
MD5 | ||||
идентификатора ПО | |||||
Идентификационные |
Значение | ||||
данные (признаки) | |||||
Идентификационное |
ParselEC |
ParseModbus |
ParsePiramida |
SynchroNSI |
VerifyTime |
наименование ПО |
.dll |
.dll |
.dll |
.dll |
.dll |
Номер версии (идентификационный |
3 | ||||
номер) ПО | |||||
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1 |
c391d64271a |
ecf532935ca1a3f |
530d9b0126f |
1ea5429b261 |
e66494521f63 |
cf4055bb2a4 |
d3215049af1fd9 |
7cdc23ecd81 |
fb0e2884f5b3 | |
d00b0d9f |
d3fe1f8f48 |
79f |
4c4eb7ca09 |
56a1d1e75 | |
Алгоритм вычисления | |||||
цифрового |
MD5 | ||||
идентификатора ПО |
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 «РСК Сбыт» (ООО «Мега-А»), 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 тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (СБД) типа ASUS RS520-E6/ERS8, устройство синхронизации времени типа УСВ-3, автоматизированное рабочее место (АРМ), 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 счетчика без учета коэффициента трансформации:
-
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с. активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;
-
- средняя на интервале времени 30 мин. активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модем, и далее по каналу связи с протоколом TCP/IP (основной канал) - на сервер, 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. При отказе основного канала связи опрос счетчиков выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM посредством службы передачи данных CSD.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Красноярское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется 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.
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-3, ежесекундно синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
ИВК АИИС КУЭ периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении ±1 с и более, ИВК АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3.
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени ИВК на величину более чем ±3 с, 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. |
Счетчик электрической энергии статический трехфазный |
Меркурий 234 АRT-00 P |
8 |
Меркурий 234 АRTM-00 PB.R |
1 | |
Счетчик электрической энергии статический |
Меркурий 234 АRTM-00 PBR.R |
3 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
24 |
ТЛК-СТ |
6 | |
ТОЛ-HTЗ-10 |
4 | |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
4 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Сервер ИВК |
ASUS RS520-E6/ERS8 |
1 |
Документация | ||
Методика поверки |
МП 26.51/76/21 |
1 |
Паспорт-формуляр |
17254302.384106.057.ФО |
1 |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 3 |
ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 АRT-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
УСВ-3, рег. № 64242-16, ASUS RS520-E6/ERS8 |
2 |
ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 7 |
ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 АRT-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | |
3 |
ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 13 |
ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 АRT-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | |
4 |
ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 8 |
ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 АRT-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | |
5 |
ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 14 |
ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 АRT-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | |
6 |
ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 16 |
ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 АRT-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | |
7 |
ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 23 |
ТЛК-СТ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58720-14 |
НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 АRT-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | |
8 |
ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. 32 |
ТЛК-СТ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58720-14 |
НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 АRT-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | |
12 |
ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 35 |
ТОЛ-ШЗ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 51679-12 |
НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 АRTM-00 PB.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | |
13 |
ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 43 |
ТОЛ-ШЗ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 51679-12 |
НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 АRTM-00 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
14 |
ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 31 |
ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 ARTM-00 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 |
УСВ-3, рег. № 64242-16, ASUS RS520-E6/ERS8 |
15 |
ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. 26 |
ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 ARTM-00 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | |
Примечания:
|
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±) 5, % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±) 5, % |
1-8, 14, 15 |
Активная Реактивная |
1,3 2,1 |
3,4 5,7 |
12, 13 |
Активная Реактивная |
1,3 2,1 |
3,3 5,7 |
Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к национальной шкале координированного времени РФ UTC (SU), (±) с |
5 | ||
Примечания:
|
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
Количество ИК |
12 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- 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: | |
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, ТН, °С |
от -45 до +40 |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от -40 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 |
220000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСВ-3: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
- 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 |
170 |
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
Сервер ИВК: | |
- 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;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера БД/опроса.
-
- защита информации на программном уровне:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на сервер БД/опроса.