Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ООО "Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск")
Номер в ГРСИ РФ: | 62769-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Рязанская городская муниципальная энергосбытовая компания" (РГМЭК), г.Рязань |
62769-15: Описание типа СИ | Скачать | 113.1 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 62769-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ООО "Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск") |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 413 |
Производитель / Заявитель
ООО "Рязанская городская муниципальная энергосбытовая компания" (РГМЭК), г.Рязань
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
62769-15: Описание типа СИ | Скачать | 113.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
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 в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных на базе контроллеров SM160 (далее -УСПД), устройства синхронизации системного времени УСВ-3 и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующих УСПД. Далее информация передаётся по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS на входы ИВК «ИКМ-Пирамида», где осуществляется 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 информация с УСПД на входы ИВК «ИКМ-Пирамида» передаётся по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Хабаровское 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 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 уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2 и устройствами синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующими собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемников, входящих в состав УСВ-2 и УСВ-3. Для УСВ-2 пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC составляет не более ± 10 мкс. Для УСВ-3 пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC (SU) составляет не более ± 100 мкс.
Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время с УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) не более ±3 с/сут.
Часы каждого УСПД синхронизированы с соответствующим УСВ-3, сличение часов УСПД осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Пределы допускаемой абсолютной погрешности текущего времени, измеряемого контроллером SM160 (системное время) не более ± 1 с/сут.
Сравнение показаний часов счетчиков и соответствующего УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и соответствующего УСПД на величину более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от счетчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до ИВК «ИКМ-Пирамида» реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные признаки |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli-ents.dll |
CalcLeak-age.dll |
Cal-cLosses.dl l |
Metrol-ogy.dll |
Parse- Bin.dll |
Par-seIEC.dll |
ParseMod bus.dll |
ParsePira mida.dll |
Synchro NSI.dll |
VerifyTi me.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 | |||||||||
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b 1b219065 d63da9491 14dae4 |
b1959ff70 be1eb17c8 3f7b0f6d4 a132f |
d79874d1 0fc2b156a 0fdc27e1c a480ac |
52e28d7b 608799bb 3ccea41b 548d2c83 |
6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 |
48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f |
c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 |
ecf53293 5ca1a3fd 3215049a f1fd979f |
530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 |
1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ООО «РГМЭК» (ООО «Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск») и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрол< характс И |
огические эристики К* | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
ПС «Южная» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.6 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 5880 Зав. № 4859 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 0807150080 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 | ||
2 |
ПС «Южная» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.10 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 20328 Зав. № 11351 |
НТМИ-6-66У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № СТПЕ |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 0807150129 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 | |
3 |
ПС «Южная» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.20 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 1415337 Зав. № 1415332 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 0807150101 |
SM160 Зав. № 001576 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 | |
4 |
ПС «Южная» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.44 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 21629 Зав. № 13650 |
НТМИ-6-66У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 9303 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 0807150177 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 | |
5 |
ПС «Южная» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.45 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 20089 Зав. № 26093 |
НТМИ-6-66У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 9939 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 0807150108 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 | |
6 |
ПС «СМ» 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.2 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 9928 Зав. № 9883 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 3755 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 0807150157 |
SM160 Зав. № 001589 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 |
7 |
ПС «СМ» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 3 с.ш., яч.47 |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 29423 Зав. № 15282 |
НТМИ-6-66У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 0191 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 0807150170 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 |
*Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности указаны границы интервала (соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч.
2 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.;
частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающей среды: (23 ± 2) °С.
3 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,05) — 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °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 ^тф) 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 от минус 40 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 до плюс 50 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
4 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 35 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера, УСПД, УСВ-2 и УСВ-3 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
6 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- контроллер SM160 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе
ребойного 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 УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
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 114 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- контроллер SM160 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск») типографским способом.
Комплектность
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, шт. |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
4 |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТЛП-10 |
30709-11 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
1261-08 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
7069-07 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 У3 |
2611-70 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
380-49 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
7 |
Контроллеры многофункциональные |
SM160 |
52126-12 |
2 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-10 |
1 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
51644-12 |
2 |
Комплексы информационно-вычислительные |
ИКМ-Пирамида |
45270-10 |
1 |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Паспорт-формуляр |
_ |
_ |
1 |
Руководство по эксплуатации |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 62769-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в октябре 2015 г.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Документы на поверку измерительных компонентов:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- контроллер SM160 - в соответствии с документом МП 52126-12 «Контроллеры многофункциональные «Интеллектуальный контроллер SM160». Методика поверки. ВЛСТ 340.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2012 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 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.
Перечень основных средств поверки:
- 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 счетчи
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РГМЭК» (ООО «Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск»). Руководство пользователя» ТЛДК.411711.413.И3.
Нормативные документы
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.