Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "РЭСК" (2 очередь)
Номер в ГРСИ РФ: | 84248-21 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ЭнергоПромРесурс", г. Красногорск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «РЭСК» (2 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 84248-21 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "РЭСК" (2 очередь) |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 1 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ЭнергоПромРесурс" (ООО "ЭнергоПромРесурс"), Московская обл., г. Красногорск
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
84248-21: Описание типа СИ | Скачать | 302.4 КБ | |
84248-21: Методика поверки | Скачать | 13.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «РЭСК» (2 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной 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), включающий в себя, сервер, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает 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.
Далее информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ субъекта ОРЭ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной подписи субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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 возможность принимать измерительную информацию от АИИС КУЭ филиала «Рязаньэнерго» ПАО МРСК «Центра и Приволжья» и других смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется во время каждого сеанса связи. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится независимо от величины расхождения.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «РЭСК» (2 очередь).
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli-ents.dll |
CalcLeak age.dll |
CalcLoss es.dll |
Metrolo-gy.dll |
ParseBin. dll |
Par-seIEC.dll |
ParseMod-bus.dll |
ParsePira mida.dll |
SynchroN SI.dll |
Verify-Time.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 3.0 | |||||||||
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 |
b1959ff7 0be1eb17 c83f7b0f 6d4a132f |
d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac |
52e28d7b 608799bb 3ccea41b 548d2c83 |
6f557f88 5b737261 328cd778 05bd1ba7 |
48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f |
c391d6427 1acf4055b b2a4d3fe1f 8f48 |
ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f |
530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 |
1ea5429b 261fb0e28 84f5b356a 1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
ПС 110 кВ Центро-лит, ГПП-10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 сек.ш. 10 кВ, яч.1, Ввод 10 кВ Т1 |
ТЛШ-10 УЗ Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; С |
НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 363-49 Фаза: А; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
Supermicro X9DRL-3F/iF |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
2 |
ПС 110 кВ Центро-лит, ГПП-10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 сек.ш. 10 кВ, яч.12, Ввод 10 кВ Т2 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: С |
НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 363-49 Фаза: А; С |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
3 |
ПС 110 кВ Центро-лит, ГПП-10 кВ, ЗРУ-10 кВ, КЛ 0,4 кВ ТСН Т-1 |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 75/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
Supermicro X9DRL-3F/iF |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 |
4 |
ПС 110 кВ Центро-лит, ГПП-10 кВ, ЗРУ-10 кВ, КЛ 0,4 кВ ТСН Т-2 |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 75/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 | ||
5 |
ПС 110 кВ Центро-лит, ГПП-10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 сек.ш. 10 кВ, яч.19, КЛ 10 кВ Ф.19 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 363-49 Фаза: А; С |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 | ||
6 |
ПС 110 кВ Центро-лит, ГПП-10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 сек.ш. 10 кВ, яч.34, КЛ 10 кВ Ф.34 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 47958-16 Фазы: А; С |
НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 363-49 Фаза: А; С |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 | ||
7 |
ОРУ 110 кВ ПС Парская, РУ-10 кВ, 1 сек.ш. 10 кВ, яч.4, ВЛ 10кВ №4 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фаза: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,2 5,3 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
8 |
ОРУ 110 кВ ПС Парская, РУ-10 кВ, 2 сек.ш. 10 кВ, яч.22, ВЛ 10кВ, №22 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фаза: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
2,9 4,6 | ||
9 |
ПС 110 кВ Печатная, ЗРУ-6 кВ, 4 сек.ш. 6 кВ, яч.32, КЛ 6кВ №32 |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 7069-79 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фаза: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
Supermicro X9DRL-3F/iF |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
10 |
ПС 110 кВ Печатная, ЗРУ-6 кВ, 1сек.ш. 6 кВ, яч.33, КЛ 6кВ №33 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 25433-08 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фаза: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
2,9 4,7 | ||
11 |
ПС 110 кВ Рязань, РУ-6 кВ, КЛ 6 кВ ф.28 |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 7069-07 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фаза: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
0,9 1,5 |
1,6 3,2 | ||
12 |
ПС 110 кВ Рязань, РУ-6 кВ, КЛ 6 кВ ф.39 |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 7069-07 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фаза: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 5,0 | ||
13 |
ПС 110 кВ Театральная, РУ 6 кВ, 8 сек.ш. 6 кВ, Яч.86, 2 КЛ 6 кВ, ф.№86 |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 7069-07 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-72 Фаза: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 6,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компоненто времени UTC(SU) |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
в АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы |
±5 с |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 6, 10-13 для тока 2 % от Ihom, для остальных ИК для тока 5 % от 1ном; coso = 0,8инд.
4 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 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество ИК |
13 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
ток, % от Ihom | |
для ИК №№ 6, 10-13 |
от 1 до 120 |
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
ток, % от Ihom | |
для ИК №№ 6, 10-13 |
от 1 до 120 |
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от 0 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05М и СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
Федеральном информационном фонде 36697-17): | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСВ: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для сервера: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
56 |
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
для остальных счетчиков: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
113 |
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
для сервера: | |
хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока |
ТЛШ-10 УЗ |
2 |
Трансформаторы тока шинные |
ТЛШ-10 |
1 |
Трансформаторы тока |
ТПШЛ-10 |
1 |
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ-А |
6 |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПОЛ-10 |
6 |
Трансформаторы тока проходные |
ТПЛ-10-М |
2 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
8 |
Трансформаторы |
НОМ-10 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06-6У3 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05 |
1 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Сервер |
Supermicro X9DRL-3F/iF |
1 |
Паспорт-формуляр |
ЭНПР.411711.078.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «РЭСК» (2 очередь)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Лист № 11
Всего листов 11
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