| Номер в госреестре | 87155-22 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "КЭС" (8-я очередь) |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизированные системы в энергетике" (ООО "АСЭ"), г. Владимир |
| Год регистрации | 2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (8-я очередь) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
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), трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии и мощности (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС-приемника типа УСВ-2, 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».
Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АИИС КУЭ, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и накопление измерительной информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.
Сервер АИИС КУЭ имеет возможность получать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).
Передача информации от сервера АИИС КУЭ или АРМ коммерческому оператору с электронной подписью субъекта ОРЭМ, системному оператору и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet 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.
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 УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При 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.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 001 указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (8-я очередь).
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Пирамида 2000» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Наименование программного модуля ПО | CalcClients.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Наименование программного модуля ПО | CalcLeakage.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Наименование программного модуля ПО | CalcLosses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac |
| Наименование программного модуля ПО | Metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Наименование программного модуля ПО | ParseBin.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Наименование программного модуля ПО | ParseIEC.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Наименование программного модуля ПО | ParseModbus.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | C391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 |
| Наименование программного модуля ПО | ParsePiramida.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Наименование программного модуля ПО | SynchroNSI.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Наименование программного модуля ПО | VerifyTime.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | ТТ | TH | Счетчик | УССВ/Сервер | Вид электрической энергии и мощности |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110 кВ Печная, ОРУ 35 кВ, 1 СП! 35 кВ, ДСП-1, КЛ 35 кВ Печная - ДСП | ТОЛ-35 III-IV 1500/5 Кл. т. 0,2S Per. № 34016-07 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 19813-09 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 | УССВ: УСВ-2 Per. №41681-10 Сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6 | активная реактивная |
| 2 | ПС 110 кВ Печная, ОРУ 35 кВ, 1 СП! 35 кВ, АКП-1, КЛ 35 кВ Печная - АКП | ТОЛ-35 III-IV 1500/5 Кл. т. 0,2S Per. № 34016-07 | Альфа Al800 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 3 | ПС 110 кВ РИТ-Парк, ЗРУ 10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч.1, КЛ 10 кВ Ф-101 | ТОЛ-СЭЩ-Ю 1000/5 Кл. т. 0,2S Per. №32139-11 | НОЛ-СЭЩ-Ю 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Per. № 35955-12 | Альфа Al800 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 4 | ПС 110 кВ РИТ-Парк, ЗРУ 10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч. 25, КЛ 10 кВ Ф-110 | ТОЛ-СЭЩ-Ю 1000/5 Кл. т. 0,2S Per. №32139-11 | Альфа Al800 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 5 | ПС 110 кВ РИТ-Парк, ЗРУ 10 кВ, 2 СП! 10 кВ, яч. 15, КЛ 10 кВ Ф-203 | ТОЛ-СЭЩ-Ю 1000/5 Кл. т. 0,2S Per. №32139-11 | НОЛ-СЭЩ-Ю 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Per. № 35955-12 | Альфа Al800 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 6 | ПС 110 кВ РИТ-Парк, ЗРУ 10 кВ, 2 СП! 10 кВ, яч. 30, КЛ 10 кВ Ф-209 | ТОЛ-СЭЩ-10 1000/5 Кл. т. 0,2S Per. №32139-11 | НОЛ-СЭЩ-10 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Per. № 35955-12 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 | УССВ: УСВ-2 Per. №41681-10 Сервер АПИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6 | активная реактивная |
| Примечания 1. Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УС СВ на аналогичные утвержденного типа. 3. Допускается замена сервера АПИС КУЭ без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 5. Указанные замены оформляется актом в установленном собственником АПИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть, до срока наступления очередной поверки АПИС КУЭ. 6. На момент наступления очередной поверки изменения в АПИС КУЭ, отраженные в актах, вносятся в описание типа в порядке, установленном действующим законодательством РФ. | ||||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия и мощность)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % | ||||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| 1; 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) | 11ном < I1 < 1,211ном | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 1,0 | 1,2 |
| 0,211ном < I1 < 11ном | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 1,0 | 1,2 | |
| 0,П1ноМ < I1 < 0,211ном | 0,6 | 0,8 | 1,2 | 0,8 | 1,0 | 1,4 | |
| 0,0511ном < I1 < 0,1Т1ном | 0,6 | 0,9 | 1,3 | 0,8 | 1,1 | 1,4 | |
| 0,0111ном < I1 < 0,0511ном | 1,0 | 1,3 | 2,0 | 1,2 | 1,5 | 2,2 | |
| 3 - 6 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 11ном < I1 < 1,211ном | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,2 | 1,6 |
| 0,211ном < I1 < 11ном | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,2 | 1,6 | |
| 0,111ном < I1 < 0,211ном | 0,8 | 1,0 | 1,6 | 1,0 | 1,2 | 1,8 | |
| 0,0511ном < I1 < 0,111ном | 0,8 | 1,1 | 1,7 | 1,0 | 1,3 | 1,8 | |
| 0,0111ном < I1 < 0,0511ном | 1,1 | 1,5 | 2,3 | 1,3 | 1,6 | 2,4 | |
П р и м е ч а н и я
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и 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 +5 до +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 и
мощность)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||
| Границы относительной основной погрешности измерений, (± б), % | Г раницы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % | ||||
| cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1; 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) | 11ном < I1 < 1,211ном | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,8 |
| 0,211ном < I1 < 11ном | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,8 | |
| 0,111ном < I1 < 0,211ном | 1,1 | 0,9 | 1,9 | 1,8 | |
| 0,0511ном < I1 < 0,111ном | 1,4 | 1,3 | 2,1 | 2,0 | |
| 0,0211ном < I1 < 0,0511ном | 2,0 | 1,5 | 2,5 | 2,2 | |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 - 6 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 11ном ~ I1 < 1,211ном | 1,3 | 1,0 | 2,0 | 1,9 |
| 0,211ном ~ I1 < 11ном | 1,3 | 1,0 | 2,0 | 1,9 | |
| 0,П1ноМ < I1 < 0,211ном | 1,4 | 1,1 | 2,1 | 1,9 | |
| 0,0511ном < I1 < 0,111ном | 1,7 | 1,4 | 2,3 | 2,1 | |
| 0,0211ном < I1 < 0,0511ном | 2,1 | 1,6 | 2,7 | 2,3 | |
| П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и 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 +5 до +40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 . | |||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Г ц - коэффициент мощности cos ф температура окружающей среды, °С | от 99 до101 от 1 до 120 от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Г ц - коэффициент мощности cosф температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 1 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от +5 до +40 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более Сервер АИИС КУЭ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 120000 3 100000 1 35000 2 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| Сервер АИИС КУЭ: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Ход часов компонентов АИИС КУЭ, с, не более | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (8-я очередь) типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-35 III-IV | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 12 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | Альфа А1800 | 6 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | |
| Сервер АИИС КУЭ | HP ProLiant DL180 G6 | |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 |
| Формуляр | АСВЭ 396.00.000 ФО | 1 |
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (8-я очередь), аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г.
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 17.11.2024 |
