| Номер в госреестре | 89234-23 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭНЕРДЖИ ГРУПП" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Энерджи групп" (ООО "Энерджи групп"), г. Брянск |
| Год регистрации | 2023 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭНЕРДЖИ ГРУПП» (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.
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), 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 2.0», 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, 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.
Далее информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится по каналу связи с протоколом TCP/IP 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 1 раз в час, корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется 1 раз в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера более ±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.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ ООО «ЭНЕРДЖИ ГРУПП» наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер 001 указывается в формуляре.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0». ПО «Пирамида 2.0» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2.0» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2.0» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||||||||
| Идентификационное наименование ПО | Binary Pack Con- trols.dll | Check Data Integ- rity.dll | Coml ECFunc- tions.dll | ComMod- busFunc- tions.dll | Com StdFunc- tions.dll | DateTime- Pro- cessing.dll | Safe Values DataUp- date.dll | Simple Verify Data Sta- tuses.dll | Sum mary Check CRC.dll | Values DataProce ssing.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 10.3.1 | |||||||||
| Цифровой идентификатор ПО | EB1984E 0072ACF E1C7972 69B9DB1 5476 | E021CF9 C974DD7 EA91219 B4D4754 D5C7 | BE77C56 55C4F19F 89A1B412 63A16CE 27 | AB65EF4 B617E4F7 86CD87B 4A560FC 917 | EC9A864 71F3713E 60C1DAD 056CD6E 373 | D1C26A2 F55C7FE CFF5CAF 8B1C056F A4D | B6740D 3419A3 BC1A42 763860B B6FC8A B | 61C1445 BB04C7 F9BB42 44D4A0 85C6A3 9 | EFCC55 E91291 DA6F80 5979323 64430D5 | 013E6FE1 081A4CF 0C2DE95 F1BB6EE 645 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | |||||||||
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид элек-троэнер-гии | Метрологически И | е характеристики К | |||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | КТП-403 6 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ № 1 | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05МК.10 Кл.т. 0,5S Рег. № 64450-16 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Сервер ООО «ЭНЕРДЖИ ГРУПП» | Активная | 1,0 | 3,4 |
| 2 | КТП-403 6 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ № 2 | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05МК.10 Кл.т. 0,5S Рег. № 64450-16 | Активная | 1,0 | 3,4 | ||
| 3 | КТП-340 6 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТЭ-60 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 52784-13 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05МК. 10.01 Кл.т. 0,5S Рег. № 46634-11 | Активная | 1,0 | 3,4 | ||
| 4 | БКТП-39 6 кВ, Ввод Т-1 0,4 кВ | Т-0,66 М УЗ Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактив ная | 1,0 2, 1 | 3,4 5,9 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 5 | БКТП-39 6 кВ, Ввод Т-2 0,4 кВ | Т-0,66 М УЗ Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Сервер ООО «ЭНЕРДЖИ ГРУПП» | Активная Реактив ная | 1,0 2, 1 | 3,4 5,9 |
| 6 | БКТП-39 6 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ф.№ 1.7 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 28139-04 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05МК.10 Кл.т. 0,5S Рег. № 50460-18 | Активная | 1,0 | 3,4 | ||
| 7 | БКТП-39 6 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ф.№ 2.1 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 28139-04 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05МК.10 Кл.т. 0,5S Рег. № 50460-18 | Активная | 1,0 | 3,4 | ||
| 8 | ТРП-1023, РУ-6 кВ, яч. 6 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 7069-79 Фазы: А; С | ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72 Фазы: А; B; С | ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,5 5,9 | ||
| 9 | ТРП-1023, РУ-6 кВ, яч. 16 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 7069-79 Фазы: А; С | ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72 Фазы: А; B; С | ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,5 5,9 | ||
| 10 | ТП-425-1, ввод-1 0,4 кВ | ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 15173-06 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактив ная | 1,0 2, 1 | 3,4 5,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 11 | ТП-425-1, ввод-2 0,4 кВ | ТШП-0,66У3 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 15173-06 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Сервер ООО «ЭНЕРДЖИ ГРУПП» | Активная Реактив ная | 1,0 2, 1 | 3,4 5,9 |
| 12 | ТП-425-2, ввод-1 0,4 кВ | ТШП М-0,66 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 59924-15 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактив ная | 1,0 2, 1 | 3,5 6,0 | ||
| 13 | ТП-425-2, ввод-2 0,4 кВ | ТШП М-0,66 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 59924-15 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактив ная | 1,0 2, 1 | 3,5 6,0 | ||
| 14 | ТП-51180, РУ-0,4 кВ, ввод Т-1 0,4 кВ | ТШЛ-0,66 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-12 | Активная Реактив ная | 1,0 2, 1 | 3,5 6,0 | ||
| 15 | ТП-51180, РУ-0,4 кВ, ввод Т-2 0,4 кВ | ТШЛ-0,66 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-12 | Активная Реактив ная | 1,0 2, 1 | 3,5 6,0 | ||
| 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 указана для ИК №№ 12-15 для силы тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для силы тока 5 % от 1ном; С08ф = 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.
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 15 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном для ИК №№ 12-15 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 1 до 120 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном для ИК №№ 12-15 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -15 до +40 от -15 до +40 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000 2 140000 2 90000 2 |
| 1 | 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 | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| для сервера: | |
| 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 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).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
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 шинные | ТШП-0,66 | 6 |
| Трансформаторы тока измерительные 0,66 кВ | ТТЭ-60 | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 М УЗ | 6 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТТИ-А | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10 | 4 |
| Трансформаторы тока шинные | ТШП-0,66У3 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТШП М-0,66 | 6 |
| Трансформаторы тока шинные | ТШЛ-0,66 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 7 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05 | 2 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер ООО «ЭНЕРДЖИ ГРУПП» | — | 1 |
| Методика поверки | — | 1 |
| Формуляр | ЭГ.АИИС-001.Ф | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «ЭНЕРДЖИ ГРУПП», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
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 |
