Номер по Госреестру СИ: 55500-13
55500-13 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах г.Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Горячий Ключ)
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - М |
етрологические значимые модули ПО | |||
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b21 9065d63da9491 14dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a 132f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b 156a0fdc27e1ca 480ac |
MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b60879 9bb3ccea41b54 8d2c83 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b737 261328cd77805 bd1ba7 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e 66494521f63d0 0b0d9f |
MD5 |
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3 |
c391d64271acf 4055bb2a4d3fe 1f8f48 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3 fd3215049af1fd 979f |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС ».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Лист № 5 Всего листов 10
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ») типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ»)», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
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.
Лист № 10
Всего листов 10 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 55500-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК » для ГТП «Горячий Ключ»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
-
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу методика поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
-
- контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН 70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
-
- устройства синхронизации системного времени УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004г.;
-
- 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 счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
-
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт» (ООО «Энергостандарт»)Юридический адрес: 123056 г. Москва, ул. Большая Грузинская, д. 42 Тел.: 8(495) 640-96-09
E-mail: info@en-st.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46 Тел/факс: (495)437-55-77 / 437 56 66
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий 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 электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, 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 контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Зав.№ 01602, Зав.№ 01577) (далее - контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 1023, Зав.№ 1577) и программное обеспечение (далее - ПО).
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ» и ЦСОД ОАО «НЭСК».
ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1053), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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
Лист № 2 Всего листов 10 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.
Для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-5 и №7 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-5 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01602), для ИК № 7 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01577), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к контроллерам СИКОН С70 устройствам. Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН С70 передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО «НЭСК»).
Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии 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 Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, контроллеры СИКОН С70 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. Ход часов УСВ-1 не более ±0,5 с. Сервер опроса ИВКЭ, установленный в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Время часов контроллеров СИКОН С70 синхронизировано со временем УСВ-1, сличение ежеминутное. Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 6, 8-10) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 6, 8-10) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллеров сетевых индустриальных и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Лист № 3 Всего листов 10
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 |
Тип |
№ Госреестра |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
22192-07 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-1 |
15128-07 |
2 |
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 |
15173-06 |
9 |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
32139-06 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10-1 |
15128-03 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
18178-99 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
1 |
Трансформаторы напряжения измерительные |
ЗНОЛ.06 |
3344-04 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
10 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
28822-05 |
2 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
28716-05 |
3 |
Методика поверки |
— |
— |
1 |
Формуляр |
— |
— |
1 |
Руководство по эксплуатации |
— |
— |
1 |
Лист № 9 Всего листов 10
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Зав.№ 01602, Зав.№ 01577) (далее - контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 1023, Зав.№ 1577) и программное обеспечение (далее - ПО).
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ» и ЦСОД ОАО «НЭСК».
ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1053), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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
Лист № 2 Всего листов 10 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.
Для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-5 и №7 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-5 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01602), для ИК № 7 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01577), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к контроллерам СИКОН С70 устройствам. Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН С70 передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО «НЭСК»).
Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии 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 Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, контроллеры СИКОН С70 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. Ход часов УСВ-1 не более ±0,5 с. Сервер опроса ИВКЭ, установленный в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Время часов контроллеров СИКОН С70 синхронизировано со временем УСВ-1, сличение ежеминутное. Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 6, 8-10) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 6, 8-10) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллеров сетевых индустриальных и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Лист № 3 Всего листов 10 Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - М |
етрологические значимые модули ПО | |||
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b21 9065d63da9491 14dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a 132f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b 156a0fdc27e1ca 480ac |
MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b60879 9bb3ccea41b54 8d2c83 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b737 261328cd77805 bd1ba7 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e 66494521f63d0 0b0d9f |
MD5 |
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3 |
c391d64271acf 4055bb2a4d3fe 1f8f48 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3 fd3215049af1fd 979f |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС ».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Лист № 5 Всего листов 10
Состав 1-го, 2-го и 3-го уровня измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го и 3-го уровня ИК АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ») и их основные метрологические характеристики
Но мер ИК |
Номер точки измерений на однолинейной схеме |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электро энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК (ИВКЭ) |
Основная по-грешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |
ПС «Горячий Ключ» | ||||||||||
ТПЛ-10-М-1 |
НАМИТ-10-2 |
СЭТ- |
Актив- | |||||||
Кл.т. 0,5S |
УХЛ2 |
4ТМ.03.01 |
ная |
±1,3 |
±3,4 | |||||
1 |
24 |
ГК-3 |
200/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 5669 |
10000/100 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,7 | |||||
Зав. № 5637 |
Зав. № 1130 |
0120072423 |
тивная | |||||||
ТПЛМ-10 |
НАМИТ-10-2 |
СЭТ- |
Актив- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
УХЛ2 |
4ТМ.03.01 |
ная |
±1,3 |
±3,3 | |||||
2 |
7 |
ГК-5 |
200/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 23312 |
10000/100 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,7 | |||||
Зав. № 27773 |
Зав. № 1130 |
0110051050 |
тивная | |||||||
ТОЛ-10-Ь2У2 |
НАМИТ-10-2 |
СЭТ- |
Актив- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
УХЛ2 |
4ТМ.03.01 |
СИКОН |
ная |
±1,3 |
±3,3 | ||||
3 |
25 |
ГК-7 |
300/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 |
С70 | ||||
Зав. № 50652 |
10000/100 |
Зав. № |
Зав. |
Реак- |
±2,5 |
±6,7 | ||||
Зав. № 50873 |
Зав. № 1130 |
0111051095 |
№01602 |
тивная | ||||||
ТПЛ-10 |
НАМИТ-10-2 |
СЭТ- |
Актив- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
УХЛ2 |
4ТМ.03.01 |
ная |
±1,3 |
±3,3 | |||||
4 |
26 |
ГК-9 |
200/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 37412 |
10000/100 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,7 | |||||
Зав. № 38743 |
Зав. № 1130 |
0110052072 |
тивная | |||||||
ТОЛ-СЭЩ-10-01 У2 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 32372-10 Зав. № 32373-10 |
НАМИТ-10-2 |
СЭТ- |
Актив- | |||||||
УХЛ2 |
4ТМ.03.01 |
ная |
±1,3 |
±3,3 | ||||||
5 |
27 |
ГК-11 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | ||||||
10000/100 Зав. № 1130 |
Зав. № 0110062003 |
Реак тивная |
±2,5 |
±6,7 | ||||||
КРУН-6 кВ «Военсовхоз» | ||||||||||
HP Proli- | ||||||||||
ТОЛ 10-1-24 |
НТМИ-6-66 |
СЭТ- |
ant |
Актив- | ||||||
Кл.т. 0,5 |
У3 |
4ТМ.03.01 |
DL380 |
ная |
±1,3 |
±3,3 | ||||
6 |
9 |
Ф-523 |
50/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 |
G4 | ||||
Зав. № 2100 |
6000/100 |
Зав. № |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,7 | ||||
Зав. № 2075 |
Зав. № 1317 |
0109068049 |
GB640P7 |
тивная | ||||||
1WV | ||||||||||
ПС «Арбузы» | ||||||||||
7 |
8 |
Ф-43 |
ТПЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 30/5 Зав. № 0821 Зав. № 0549 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 10832 Зав. № 10747 Зав. № 8664 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108064164 |
СИКОН С70 Зав. №01577 |
Активная Реак тивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,3 ±6,7 |
Продолжение Таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
8 |
21 |
ТП-425 |
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 8117240 Зав. № 8117788 Зав. № 8117789 |
— |
СЭТ- 4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0101073322 |
HP Proli ant DL380 G4 Зав. № GB640P7 1WV |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,3 ±6,6 |
9 |
22 |
ТП-428 |
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 8117786 Зав. № 8117785 Зав. № 8116559 |
— |
СЭТ- 4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110061047 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,3 ±6,6 | |
10 |
20 |
ТП-426 |
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 8117781 Зав. № 8117782 Зав. № 8117787 |
— |
СЭТ- 4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0101073210 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,3 ±6,6 |
Примечания:
-
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
-
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
-
4 Нормальные условия эксплуатации:
-
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cos j = 0,9инд.;
-
- температура окружающей среды: (20±5) °С.
-
5 Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,02(0,05) - 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф (Бтф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 50°С;
-
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
-
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для электросчетчиков:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф (Бтф) 0,5 - 1,0 (0,6 -0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 60°С;
-
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
-
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
-
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
-
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа
-
6 Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0°С до + 35°С.
Лист № 7 Всего листов 10 7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена контроллеров СИКОН С70 и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный
информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
-
- контроллер сетевой индустриальный «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113 060 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и контроллеров СИКОН С70 с помощью источника бесперебойного 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 контроллера СИКОН С70:
-
• параметрирования;
-
• пропадания напряжения;
-
• коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН С70;
-
• пропадание и восстановление связи со счетчиком; Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
• электросчётчика;
-
• промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
• испытательной коробки;
-
• контроллера СИКОН С70;
-
• сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, па-
раметрировании:
-
• электросчетчика;
-
• контроллера СИКОН С70;
-
• сервера. Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
- контроллерах СИКОН С70 (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована).
Лист № 8 Всего листов 10 Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована ).
Цикличность:
- измерений 30 мин ( функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована ).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не
менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- контроллер СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не ме
нее 3,5 лет (функция автоматизирована).