Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ЗАО "СЗ ГШО")

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ЗАО "СЗ ГШО") — техническое средство с номером в госреестре 77215-20 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 015. Имеет обозначение типа СИ: .
Произведен предприятием: ООО "Альфа-Энерго", г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ЗАО "СЗ ГШО") .

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ЗАО "СЗ ГШО") .

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Номер в госреестре
77215-20
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ЗАО "СЗ ГШО")
Обозначение типа
ПроизводительООО "Альфа-Энерго", г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 015
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ЗАО «СЗ ГШО») (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. Измерительные каналы состоят из двух уровней АИИС КУЭ: 1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные 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 каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». 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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации: - активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин. - средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность. Цифровой сигнал с выходов счётчиков посредствам GPRS-модема Link ST100 на входы ИВК «ИКМ-Пирамида», 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. Передача информации в АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Рязанское РДУ, ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра, и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с сервера БД (либо АРМ) по каналу связи с протоколом TCP/IP по 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 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника точного времени типа УСВ-2, часы сервера БД и счетчиков. Время сервера БД синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от наличия расхождений. Сервер БД осуществляет синхронизацию времени счетчиков. Сличение времени часов счетчиков со временем часов сервера БД осуществляется во время сеанса связи (1 раз в 30 минут), корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера БД ±1 с. Журналы событий счетчика электроэнергии, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» 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 e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО MD5 Идентификационные данные (признаки) Значение Идентификационное наименование ПО ParseIEC.dll ParseModbus.dll ParsePiramida.dll SynchroNSI.dll VerifyTime.dll Номер версии (идентификационный номер) ПО 3 Цифровой идентификатор ПО 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО MD5
Метрологические и технические характеристикиСостав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4. Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
Номер и наименование ИКТТТНСчетчикСервер/УССВ
12345
1РП-5 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.17АТПОЛ-10 800/5 Кл.т 0,5S Рег. № 47958-16А В СНТМИ-10-66(1) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-69СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17ИКМ «Пирамида» Рег. № 45270-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10
2РП-5 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.18AТПОЛ-10 800/5 Кл.т 0,5S Рег. № 47958-16A B CНТМИ-10-66(1) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-69СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17
3РП-5 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.3АТПОЛ-10 800/5 Кл.т 0,5S Рег. № 47958-16A B CНТМИ-10-66 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-69СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17
4РП-5 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.14АТПЛ-10 50/5 Кл.т 0,5 Рег. №1276-59A B CНТМИ-10-66(1) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-69ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
5РП-5 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.15АТПЛ-10 50/5 Кл.т 0,5 Рег. №1276-59A B CНТМИ-10-66(1) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-69ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
6РП-5 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.7АТПЛ-10 50/5 Кл.т 0,5 Рег. №1276-59A B CНТМИ-10-66(2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-69ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
7РП-5 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.8АТПЛ-10 50/5 Кл.т 0,5 Рег. №1276-59A B CНТМИ-10-66(2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-69ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
8РП-3 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.7АТПОЛ-10 400/5 Кл.т 0,5 Рег. №47958-11A B CНТМИ-6 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-53ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
9РП-3 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.14АТОЛ-10 400/5 Кл.т 0,5 Рег. №47959-11A B CНТМИ-6(3) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-53ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Продолжение таблицы 2
12345
10РП-3 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.15АТПОЛ-10 400/5 Кл.т 0,5 Рег. №47958-11A B CНТМИ-6(3) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 831-53ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18ИКМ «Пирамида» Рег. № 45270-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10
Примечания: 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. Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 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. (1) Указанные трансформаторы напряжения подключены к четырем счетчикам измерительных каналов №№ 1, 2, 4, 5. (2) Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 6, 7. (3) Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 9, 10.
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИКВид электроэнергииГраницы основной погрешности (±(), %Границы погрешности в рабочих условиях (±(), %
1, 2, 3Активная Реактивная1,1 2,33,1 5,6
4-10Активная Реактивная1,2 2,44,1 7,1
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, 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.
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
Количество ИК2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности - температура окружающей среды, °Сот 98 до 102 от 1 (5) до 120 0,9 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности, cosφ - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С - температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °Сот 90 до 110 от 1 (5) до 120 0,5 инд до 0,8 емк от -40 до +35 от -40 до +35 от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счётчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.13: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ-2: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч165000 2 165000 2 35000 1 100000 1
Глубина хранения информации: счетчики СЭТ-4ТМ.03М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК.13: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее114 40 113 40 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; - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; - испытательной коробки; - сервера БД. защита информации на программном уровне: - результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой подписи); - установка пароля на счетчик; - установка пароля на сервер БД.
КомплектностьКомплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначениеКоличество, шт.
Трансформатор тока ТОЛ-102
Трансформатор напряженияНТМИ-10-662
Счетчик электрической энергии многофункциональныйСЭТ-4ТМ.03М3
Устройство синхронизации системного времениУСВ-21
Сервер ИКМ «Пирамида»1
ПОПирамида 20001
Паспорт-формуляр17254302.384106.027.ФО1
Методика поверкиМП РЦСМ-021-20191
Поверкаосуществляется по документу МП РЦСМ-021-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)ООО «РГМЭК» (ЗАО «СЗ ГШО»). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» 22.10.2019 г. Основные средства поверки: ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»; ТН по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6√3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»; Счетчик СЭТ-4ТМ.03М – по документу: ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованым с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.; Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК – по документу: «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2016 г.; УСВ-2 – по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ. 237.00.001 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2015 г.; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04). Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «Альфа-Энерго» (ООО «Альфа-Энерго») ИНН 7707798605 Адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, пом. 1 Телефон: +7 (499) 917-03-54
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации метрологии и испытаний в Рязанской области» (ФБУ «Рязанский ЦСМ») Адрес: 390011, г. Рязань, Старообрядческий проезд, д. 5 Телефон: +7 (4912) 55-00-01 Web-сайт: http://www.rcsm-ryazan.ru/ E-mail: asu@rcsm-ryazan.ru Аттестат аккредитации ФБУ «Рязанский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа RA.RU.311204 от 10.08.2015 г.