Номер по Госреестру СИ: 60508-15
60508-15 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (МУП "РГРЭС" 3 очередь)
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «РГМЭК » (МУП «РГРЭС» 3 очередь) используется ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера » версии 6.5, в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1а и 1б. ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программным средством ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера».
Таблица 1а — Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные признаки |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli-ents.dll |
CalcLeak-age.dll |
Cal- cLosses.dll |
Metrol-ogy.dll |
Parse-Bin.dll |
Par-seIEC.dll |
ParseMod-bus.dll |
ParsePira-mida.dll |
Syn-chroNSI.dll |
Veri-fyTime.dll |
Номер версии | ||||||||||
(идентификационный |
3 | |||||||||
номер) ПО | ||||||||||
e55712d0b |
b1959ff70b |
d79874d10f |
52e28d7b6 |
6f557f885b |
48e73a928 |
c391d6427 |
ecf532935c |
530d9b012 |
1ea5429b2 | |
Цифровой |
1b219065d |
e1eb17c83f |
c2b156a0fd |
08799bb3c |
737261328 |
3d1e66494 |
1acf4055bb |
a1a3fd3215 |
6f7cdc23ec |
61fb0e2884 |
идентификатор ПО |
63da94911 |
7b0f6d4a13 |
c27e1ca480 |
cea41b548d |
cd77805bd |
521f63d00b |
2a4d3fe1f8 |
049af1fd97 |
d814c4eb7c |
f5b356a1d1 |
4dae4 |
2f |
ac |
2c83 |
1ba7 |
0d9f |
f48 |
9f |
a09 |
e75 | |
Алгоритм вычисления | ||||||||||
цифрового |
MD5 | |||||||||
идентификатора ПО |
Таблица 1б — Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное |
Pso metr.dll |
наименование ПО | |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Программно-технический комплекс «ЭКОМ», включающий в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера», внесен в Госреестр № 19542-05.
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС » 3 очередь) типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь) для оптового рынка электроэнергии», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.002252011 от 29.06.2011 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 60508-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС » в марте 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
-
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе
ния цепей. Методика выполнения измерений»;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
-
- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-
-
1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.;
-
- УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-
-
2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
-
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
-
- Е-422 - в соответствии с документом «Устройства «Шлюз Е-422» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.036 МП, утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМС» в 2007 г.;
-
- АИИС КУЭ МУП «РГРЭС» - в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «РГРЭС». Методика поверки». МП-578/446-2008, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в декабре 2008 г.;
-
- АИИС КУЭ МУП «РГРЭС» (2-я очередь) - в соответствии с документом МР 1634/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «РГРЭС»(2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2013 г.;
-
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
-
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от ми-нус20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт»
(ООО «Энергостандарт»)
Юридический адрес: 123557, г. Москва, Большой Тишинский пер., д. 26, корп. 13-14, пом. XII, комн.3
E-mail: info@en-st.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел/факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую 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 (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электрической энергии, по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя следующие компоненты: сервер сбора данных (далее - сервер СД) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), расположенные в помещении серверной МУП «РГРЭС»; сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК» в составе ИВК «ИКМ-Пирамида», программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа УСВ-2, расположенные в помещениях ГЦСОИ ООО «РГМЭК»; каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на шлюз Е-422, далее по каналу связи Ethernet на входы CDMA-шлюза, после чего сигнал передаётся по CDMA-каналу связи на сервер СД, расположенный в серверной МУП «РГРЭС».
На сервере СД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Далее измерительная информация поступает в виде xml-файлов формата 80020 на сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК».
Дополнительно на сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК» поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ МУП «РГРЭС» (рег. № 39968-08) (по измерительным каналам 1-62, 64-68, 70-98, 100-139, 143-144 согласно таблице 1) и АИИС КУЭ МУП «РГРЭС» (2-я очередь) (рег. № 55596-13) (по измерительным каналам 99.1,145-149 согласно таблице 2) в виде xml-макета формата 80020.
Передача информации от ГЦСОИ ООО «РГМЭК» в ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Рязанское РДУ и другие смежные субъекты ОРЭ за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80040 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «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), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника (или ГЛОНАСС/GPS для УСВ-2). Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC для УСВ-2 не более ±10 мкс.
Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность системного времени ИВК «ИКМ-Пирамида» не более ±3 с/сут.
Сервер СД, установленный в МУП «РГРЭС», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера СД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера СД ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий сервера ГЦСОИ ООО «РГМЭК» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера СД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента |
Тип компонента |
№ Г осреестра |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
1261-08 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТЛК-10 |
9143-06 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
25433-11 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3344-08 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
831-53 |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
2 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
28716-05 |
1 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-10 |
1 |
Комплексы информационно-вычислительные |
«ИКМ-Пирамида» |
45270-10 |
1 |
Устройства для автоматизации измерений и учета энергоресурсов |
Е-422 |
36638-07 |
3 |
Шлюз Ethernet-CDMA |
MTE920C |
— |
3 |
Сервер с программным комплексом |
«Энергосфера» |
— |
1 |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии |
МУП «РГРЭС» |
39968-08 |
1 |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии |
МУП «РГРЭС» (2-я очередь) |
55596-13 |
1 |
Методика поверки |
— |
— |
1 |
Формуляр |
ЭНСТ.422231.043.ПФ |
— |
1 |
Руководство по эксплуатации |
ЭНСТ.422231.043.ЭД |
— |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя следующие компоненты: сервер сбора данных (далее - сервер СД) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), расположенные в помещении серверной МУП «РГРЭС»; сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК» в составе ИВК «ИКМ-Пирамида», программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа УСВ-2, расположенные в помещениях ГЦСОИ ООО «РГМЭК»; каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на шлюз Е-422, далее по каналу связи Ethernet на входы CDMA-шлюза, после чего сигнал передаётся по CDMA-каналу связи на сервер СД, расположенный в серверной МУП «РГРЭС».
На сервере СД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Далее измерительная информация поступает в виде xml-файлов формата 80020 на сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК».
Дополнительно на сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК» поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ МУП «РГРЭС» (рег. № 39968-08) (по измерительным каналам 1-62, 64-68, 70-98, 100-139, 143-144 согласно таблице 1) и АИИС КУЭ МУП «РГРЭС» (2-я очередь) (рег. № 55596-13) (по измерительным каналам 99.1,145-149 согласно таблице 2) в виде xml-макета формата 80020.
Передача информации от ГЦСОИ ООО «РГМЭК» в ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Рязанское РДУ и другие смежные субъекты ОРЭ за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80040 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «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), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника (или ГЛОНАСС/GPS для УСВ-2). Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC для УСВ-2 не более ±10 мкс.
Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность системного времени ИВК «ИКМ-Пирамида» не более ±3 с/сут.
Сервер СД, установленный в МУП «РГРЭС», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера СД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера СД ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий сервера ГЦСОИ ООО «РГМЭК» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера СД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ ООО «РГМЭК » (МУП «РГРЭС» 3 очередь) используется ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера » версии 6.5, в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1а и 1б. ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программным средством ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера».
Таблица 1а — Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные признаки |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli-ents.dll |
CalcLeak-age.dll |
Cal- cLosses.dll |
Metrol-ogy.dll |
Parse-Bin.dll |
Par-seIEC.dll |
ParseMod-bus.dll |
ParsePira-mida.dll |
Syn-chroNSI.dll |
Veri-fyTime.dll |
Номер версии | ||||||||||
(идентификационный |
3 | |||||||||
номер) ПО | ||||||||||
e55712d0b |
b1959ff70b |
d79874d10f |
52e28d7b6 |
6f557f885b |
48e73a928 |
c391d6427 |
ecf532935c |
530d9b012 |
1ea5429b2 | |
Цифровой |
1b219065d |
e1eb17c83f |
c2b156a0fd |
08799bb3c |
737261328 |
3d1e66494 |
1acf4055bb |
a1a3fd3215 |
6f7cdc23ec |
61fb0e2884 |
идентификатор ПО |
63da94911 |
7b0f6d4a13 |
c27e1ca480 |
cea41b548d |
cd77805bd |
521f63d00b |
2a4d3fe1f8 |
049af1fd97 |
d814c4eb7c |
f5b356a1d1 |
4dae4 |
2f |
ac |
2c83 |
1ba7 |
0d9f |
f48 |
9f |
a09 |
e75 | |
Алгоритм вычисления | ||||||||||
цифрового |
MD5 | |||||||||
идентификатора ПО |
Таблица 1б — Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное |
Pso metr.dll |
наименование ПО | |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Программно-технический комплекс «ЭКОМ», включающий в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера», внесен в Госреестр № 19542-05.
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь) и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид элект-роэнер-гии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
ИВК |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
63 |
ПС Дашки, III сш-10кВ, яч.№44 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 14-14817 Кл.т. 0,2S 300/5 Зав. № 14-14814 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2011 |
СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 Зав. № 0108069149 |
ИВК «ИКМ- Пирамида» Зав. № 395 НР ProLiant DL360 G5 Зав. № 00040 |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,9 |
69 |
ПС Дашки, IV сш-10кВ, яч.№40 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 300/5 Зав. № 14-14815 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 14-14818 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 6218 |
СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0810090538 |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,7 | |
140 |
ПС Дягиле-во, III сш-10кВ, яч. №35 |
ТЛК-10 Кл.т. 0,2S 600/5 Зав. № 2957120000001 Зав. № 2957120000003 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 6688 |
СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0808120025 |
Активная Реактивная |
± 0,9 ± 1,6 |
± 1,6 ± 2,6 | |
141 |
ПС Дягиле-во, IV сш-10кВ, яч.№45 |
ТЛК-10 Кл.т. 0,2S 600/5 Зав. № 2957120000002 Зав. № 2957120000004 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2778 |
СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0808120080 |
Активная Реактивная |
± 0,9 ± 1,6 |
± 1,6 ± 2,6 | |
142 |
РП-1 яч.№5 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 20331 Зав. № 20329 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 4427 Зав. № 4431 Зав. № 4436 |
СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 Зав. № 0108073938 |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,6 |
Примечания:
-
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).
-
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
-
4 Нормальные условия эксплуатации:
-
- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;
-
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
-
5 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05) - 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф (мпф) 0,5 - 1,0(0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 50°С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф (япф) 0,5 - 1,0 (0,5 -0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха для счётчиков от минус 40°С до плюс 60°С;
-
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
-
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 10°С до плюс 50°С;
-
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
-
6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cos j = 0,8 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10°С до плюс 35°С.
-
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера ИВК и УСВ-1, УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
-
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
-
- устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
-
- устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
-
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час;
-
- устройства для автоматизации измерений и учета энергоресурсов Е-422 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
-
- система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии МУП «РГРЭС» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 1 113 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче
та электроэнергии МУП «РГРЭС» (2-я очередь) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 1 113 ч , среднее время восстановления работоспособности t в = 2 часа;
-
- сервер HP Proliant DL360 G5 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256 554 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 0,5 часа.
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счётчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал сервера:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и сервере;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- ИВК «ИКМ-Пирамида»;
-
- сервера;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
-
- счетчика электрической энергии;
-
- ИВК «ИКМ-Пирамида»;
-
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
-
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
-
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
-
- Сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).