Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РСК Сбыт" (ООО "Мега-А")
| Номер в ГРСИ РФ: | 82168-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Альфа-Энерго", г.Москва |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 82168-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РСК Сбыт" (ООО "Мега-А") |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 007 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Альфа-Энерго" (ООО "Альфа-Энерго"), г. Москва
РОССИЯ
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
| 82168-21: Описание типа СИ | Скачать | 304 КБ | |
| 82168-21: Методика поверки МП 26.51/76/21 | Скачать | 9.9 MБ |
Описание типа
Назначение
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.
Описание
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.
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 номер) ПО |
3 | ||||
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b2 19065d63da94 9114dae4 |
b1959ff70be1 eb17c83f7b0f 6d4a132f |
d79874d10fc2b1 56a0fdc27e1ca4 80ac |
52e28d7b608 799bb3ccea4 1b548d2c83 |
6f557f885b7 37261328cd7 7805bd1ba7 |
|
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 |
48e73a9283d1 e66494521f63 d00b0d9f |
c391d64271a cf4055bb2a4 d3fe1f8f48 |
ecf532935ca1a3f d3215049af1fd9 79f |
530d9b0126f 7cdc23ecd81 4c4eb7ca09 |
1ea5429b261 fb0e2884f5b3 56a1d1e75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 | ||||
Технические характеристики
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 art-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 ART-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 ART-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 ART-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 ART-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 ART-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 ART-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 ART-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-НТЗ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 51679-12 |
НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 ARTM-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-НТЗ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 51679-12 |
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 |
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: 1. Допускается замена ТТ, ТН, 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 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: 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 приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, для ИК №№ 1-8, 14, 15 для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от 1ном и для ИК №№ 12, 13 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. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
12 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
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 Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
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.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Счетчик электрической энергии статический трехфазный |
Меркурий 234 Art-00 P |
8 |
|
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R |
1 | |
|
Счетчик электрической энергии статический |
Меркурий 234 ARTM-00 PBR.R |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
24 |
|
ТЛК-СТ |
6 | |
|
ТОЛ-НТЗ-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 |
Сведения о 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 документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
