Номер по Госреестру СИ: 81013-21
81013-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭНК-СБЫТ"
( )
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭНК-СБЫТ» (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.
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 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) | ||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli-ents.dll |
CalcLeak age. dll |
CalcLoss es.dll |
Metrolo-gy.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | ||||
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0 ЫЬ21906 5d63da94 9114dae4 |
bl959ff70 belebl7c 83f7b0f6d 4al32f |
d79874dl 0fc2bl56 a0fdc27e lca480ac |
52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Значение | |||||
ParseBin. dll |
Par-seIEC.dll |
Parse-Modbus.dll |
ParsePira mida.dll |
Synchro NSI.dll |
Verify- Time.dll |
не ниже 3.0 | |||||
6f557f885 Ь7372613 28cd7780 5bdlba7 |
48е73а92 83dle664 9452lf63 d00b0d9f |
c391d642 71acf405 5bb2a4d3 felf8f48 |
ecf532935 cala3fd32 15049aflf d979f |
530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 |
lea5429b 261fb0e2 884f5b35 6aldle75 |
MD5
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «ЭНК-СБЫТ», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные и технические документы
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 с программным обеспечением (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 по проводным линиям связи поступает на соответствующий GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение, оформление отчетных документов.
Лист № 2 Всего листов 10
Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
От сервера информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на АРМ.
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной цифровой подписи субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты 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 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 каждый час. Корректировка часов сервера производится при наличии расхождения.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину не менее ±1 с.
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.
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 |
ТНШЛ-0,66 |
6 |
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 |
24 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
4 |
Трансформаторы тока |
ARM3/N2F |
6 |
Трансформаторы тока |
ТСН 12 |
18 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
VRC2/S1F |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
16 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
Счетчики электрической энергии трехфазные электронные |
Альфа А1140 |
2 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Сервер |
HP Proliant DL180 Gen10 |
1 |
Методика поверки |
МП ЭПР-315-2020 |
1 |
Паспорт-формуляр |
7731411714.424179.09.000ПФ |
1 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Измерительные компоненты |
Метрологические характеристики ИК | ||||||||
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСВ |
Сервер |
Вид электрической энергии |
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 |
РТП ТЦ 10 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.5 |
ARM3/N2F Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 18842-09 Фазы: А; В; С |
VRC2/S1F Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 41267-09 Фазы: А; С |
A1140-05-RAL- BW-4T Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 33786-07 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
2 |
РТП ТЦ 10 кВ, РУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч.12 |
ARM3/N2F Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 18842-09 Фазы: А; В; С |
VRC2/S1F Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 41267-09 Фазы: А; С |
A1140-05-RAL- BW-4T Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 33786-07 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
HP Proliant DL180 Gen10 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
3 |
ПС 110 кВ Варя, КЛ 6 кВ ф.604 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
4 |
ПС 110 кВ Варя, КЛ 6 кВ ф.605 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ТП-0926 6 кВ, РУ- |
ТНШЛ-0,66 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 1673-03 Фазы: А; В; С |
ПСЧ- |
Актив- |
1,0 |
3,2 | ||||
5 |
0,4 кВ, 1 СШ 0,4 |
4ТМ.05МК.16 |
ная | ||||||
кВ, КЛ 0,4 кВ Ввод 1 |
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
Реактивная |
2,1 |
5,5 | |||||
6 |
ТП-0926 6 кВ, РУ- 0,4 кВ, 2 СШ 0,4 |
ТНШЛ-0,66 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 1673-03 Фазы: А; В; С |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.16 |
Активная |
1,0 |
3,2 | |||
кВ, КЛ 0,4 кВ, Ввод 2 |
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
Реактивная |
2,1 |
5,5 | |||||
ТШП-0,66 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Актив- | |||||||
7 |
ТП-5 6 кВ, ГРЩ1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ |
Кл.т. 0,5S 1000/5 |
ная |
1,0 |
3,3 | ||||
Ввод 1 |
Рег. № 15173-01 Фазы: А; В; С |
УСВ-3 |
HP Proliant |
Реактивная |
2,1 |
5,5 | |||
8 |
ТП-5 6 кВ, ГРЩ2 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1000/5 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Рег. № 64242-16 |
DL180 Gen10 |
Активная |
1,0 |
3,3 | |
Ввод 2 |
Рег. № 15173-01 |
Реактив- |
2,1 |
5,5 | |||||
Фазы: А; В; С |
ная | ||||||||
ТШП-0,66 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Актив- | |||||||
9 |
ТП-5 6 кВ, ГРЩ3 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ |
Кл.т. 0,5S 1000/5 |
ная |
1,0 |
3,3 | ||||
Ввод 3 |
Рег. № 15173-01 Фазы: А; В; С |
Реактивная |
2,1 |
5,5 | |||||
ТШП-0,66 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Актив- | |||||||
10 |
ТП-5 6 кВ, ГРЩ4 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ |
Кл.т. 0,5S 1000/5 |
ная |
1,0 |
3,3 | ||||
Ввод 4 |
Рег. № 15173-01 Фазы: А; В; С |
Реактивная |
2,1 |
5,5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ТСН 12 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.16.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
Актив- | |||||||
РТП-800 10 кВ, |
Кл.т. 0,2S |
ная |
0,7 |
2,1 | |||||
11 |
РУ-0,4 кВ, Ввод Т1 |
3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
Реактив ная |
1,3 |
3,9 | ||||
12 |
РТП-800 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод Т2 |
ТСН 12 Кл.т. 0,2S 3000/5 Рег. № 26100-03 |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.16.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
Актив ная Реактив- |
0,7 1,3 |
2,1 3,9 | ||
Фазы: А; В; С |
ная | ||||||||
ТСН 12 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.16.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
Актив- | |||||||
13 |
РТП-800 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод |
Кл.т. 0,2S 3000/5 |
- |
ная |
0,7 |
2,1 | |||
Т3 |
Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
HP Proliant DL180 Gen10 |
Реактив ная |
1,3 |
3,9 | |||
РТП-800 10 кВ, |
ТСН 12 Кл.т. 0,2S |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.16.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
Актив ная |
0,7 |
2,1 | ||||
14 |
РУ-0,4 кВ, Ввод Т4 |
3000/5 Рег. № 26100-03 |
- |
Реактив- |
1,3 |
3,9 | |||
Фазы: А; В; С |
ная | ||||||||
ТСН 12 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.16.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
Актив- | |||||||
РТП-800 10 кВ, |
Кл.т. 0,2S |
ная |
0,7 |
2,1 | |||||
15 |
РУ-0,4 кВ, Ввод Т5 |
3000/5 Рег. № 26100-03 |
- |
Реактив- |
1,3 |
3,9 | |||
Фазы: А; В; С |
ная | ||||||||
16 |
РТП-800 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод Т6 |
ТСН 12 Кл.т. 0,2S 3000/5 Рег. № 26100-03 |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.16.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
Актив ная Реактив- |
0,7 1,3 |
2,1 3,9 | ||
Фазы: А; В; С |
ная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
17 |
ЗТП 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод Т1 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,2S 2000/5 Рег. № 15173-06 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.16.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
HP Proliant DL180 Gen10 |
Активная Реактивная |
0,7 1,3 |
2,1 3,9 |
18 |
ЗТП 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод Т2 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,2S 2000/5 Рег. № 15173-06 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.16.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
Активная Реактивная |
0,7 1,3 |
2,1 3,9 | ||
19 |
ЗТП 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод Т3 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,2S 2000/5 Рег. № 15173-06 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.16.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
Активная Реактивная |
0,7 1,3 |
2,1 3,9 | ||
20 |
ЗТП 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод Т4 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,2S 2000/5 Рег. № 15173-06 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.16.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
Активная Реактивная |
0,7 1,3 |
2,1 3,9 | ||
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) |
±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 для ИК №№ 1, 2, 5, 6 указана для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - 2% от 1ном; cosj = 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 |
20 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
напряжение, % от Uном |
от 95 до 105 |
ток, % от 1ном | |
для ИК №№ 1, 2, 5, 6 |
от 5 до 120 |
для остальных ИК |
от 1 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 ином | |
ток, % от 1ном |
от 90 до 110 |
для ИК №№ 1, 2, 5, 6 | |
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 1 до 120 |
частота, Гц |
от 0,5 до 1,0 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, |
от -45 до +40 |
°С |
от +5 до +35 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа Альфа А1140 | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
150000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСВ: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для сервера: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
10000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | |
при отключении питания, лет, не менее |
114 |
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: |
30 |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
113 |
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
1 |
2 |
для счетчиков типа Альфа А1140: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
200 30 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).