| Номер в госреестре | 80423-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "КЭС" (ИП Линевич А.С., ООО "Компания Энерт", ООО "НовоТЭК") |
| Обозначение типа СИ | - |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "КЭС" (ООО "КЭС"), г. Краснодар |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (ИП Линевич А.С., ООО «Компания Энерт»,
ООО «НовоТЭК») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер HP ProLiant DL180 G6 ООО «КЭС», каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (УСВ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний, второй уровень системы, по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредствам сотовой GSM связи (GPRS соединение), где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и
мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня настоящей системы.
Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС -приемника.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УСВ осуществляется во время сеанса связи с УСВ. При наличии любого расхождения сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При любом расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационные наименования | CalcClients.dll |
| модулей ПО | CalcLeakage.dll |
| CalcLosses.dll | |
| Metrology.dll | |
| ParseBin.dll | |
| ParseIEC.dll | |
| ParseModbus.dll | |
| ParsePiramida.dll | |
| SynchroNSI.dll | |
| VerifyTime.dll | |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| 1 | 2 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065 d63 da949114dae4 b 1959ff70be1 eb 17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c3 91 d64271 acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 5 30d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | |||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСВ/Сервер АИИС КУЭ | |||
| 1 | КВЛ 10 кВ Ос12, оп. №7-7А, ПКУ 10 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3:100/^3 Рег. № 47583-11 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-12 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 / HP ProLiant DL180 G6 | активная реактивная |
| 2 | ВЛ 10 кВ Пз9, ответвление ВЛ 10 кВ Пз9, оп. № 3-31, ПКУ 10 кВ | ТОЛ-НТЗ-10-01 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3:100/^3 Рег. № 47583-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | |
| 3 | КТПН 10 кВ КЗ1-620п, РУ 0,4 кВ СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 54852-13 | - | Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11 | активная реактивная | |
| 4 | ЩУ 0,4 кВ ООО НОВОТЭК, КЛ 0,4 кВ Цех | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 71031-18 | - | Меркурий 234 ART-03 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | активная реактивная | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с
Примечания
1 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.
2 Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Границы основной относительной погрешности измерений (±^), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (±^), % | ||||||
| cosф = 1,0 | cosф = 0,8 | cosф = 0,5 | cosф = 1,0 | cosф = 0,8 | cosф = 0,5 | ||
| 1-2 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,051н1< I1< 0,21н1 | 1,9 | 3,0 | 5,5 | 2,3 | 3,3 | 5,8 |
| 0,21н1< I1< 1н1 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,8 | 2,3 | 3,5 | |
| 1н1< I1< 1,21н1 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,7 | 2,1 | 2,9 | |
| 3-4 (ТТ 0,5; Сч 0,5S) | 0,051н1< I1< 0,21н1 | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,3 | 3,2 | 5,7 |
| 0,21н1< I1< 1н1 | 1,0 | 1,5 | 2,8 | 1,7 | 2,2 | 3,3 | |
| 1н1< I1< 1,21н1 | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,6 | 1,9 | 2,6 | |
| Примечания 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд. И температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до плюс 40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95. | |||||||
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |||
| Основная относительная погрешность ИК (±^), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % | ||||
| cosф = 0,8 | cosф = 0,5 | cosф = 0,8 | cosф = 0,5 | ||
| 1-2 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,051н1< I1< 0,21н1 | 4,6 | 2,8 | 5,7 | 4,3 |
| 0,21н1< I1< 1н1 | 2,6 | 1,8 | 4,3 | 3,7 | |
| н1 I ,2 VI II < н1 I | 2,1 | 1,6 | 4 | 3,6 | |
| 3-4 (ТТ 0,5; Сч 1,0) | 0,051н1< I1< 0,21н1 | 4,5 | 2,7 | 5,6 | 4,2 |
| 0,21н1< I1< 1н1 | 2,4 | 1,7 | 4,2 | 3,6 | |
| н1 I ,2 VI II VI н1 I | 1,8 | 1,4 | 3,9 | 3,5 | |
| Примечания 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 инд. И температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до плюс 40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95. | |||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +70 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС | от -40 до +65 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от +10 до +30 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики (рег. №, 47560-11, 48266-11): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики (рег. № 50460-12, 36697-12): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | |
| УСВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| Сервер: | |
| - 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервера (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Т ип/Обозначение | Количество, шт./Экз. |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10-01 | 3 |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | Меркурий 236 АКТ -03 PQRS | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | Меркурий 234 АКТ -03 Р | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | HP ProLiant DL180 G6 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 |
| Методика поверки | МП 050-2020 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | 2020-01-КЭС.ПФ | 1 |
осуществляется по документу МП 050-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «КЭС» (ИП Линевич А.С., ООО «Компания Энерт», ООО «НовоТЭК»). Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 01.10.2020 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК.00 по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ -4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» марта 2011 г.;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М.01 по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ -4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчик Меркурий 236 АКТ-03 PQRS по документу АВЛГ.411152.034 РЭ1 «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 236». Руководство по эксплуатации. Приложения Г. Методика поверки» с изменением №1, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 15 августа 2016 г.;
- счетчик Меркурий 234 AR^-03 Р по документу «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложения Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01 сентября 2011 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2, Рег. № 37328-15.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (ИП Линевич А.С., ООО «Компания Энерт»,
ООО «НовоТЭК»), аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к 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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
