Назначение
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.
Описание
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.
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.
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.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcCli- ents.dll | CalcLeak age.dll | CalcLoss es.dll | - loll 0 *3 IS ^ 1 * | ParseBin. dll | Par- seIEC.dll | Parse- Mod- bus.dll | ParsePira mida.dll | Synchro NSI.dll | Verify- Time.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 | b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f | d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac | 52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 | 6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 | 48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f | c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 | ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f | 530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 | 1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электри ческой энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 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 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL180 Gen10 | Актив ная Реактив ная | 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 | Актив ная Реактив ная | 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 | Актив ная Реактив ная | 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 | Актив ная Реактив ная | 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. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11 | | | Реактив ная | 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 | | | Актив ная | 1,0 | 3,2 |
| кВ, КЛ 0,4 кВ, Ввод 2 | | Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11 | | | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| | | ТШП-0,66 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5 S/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 | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| 8 | ТП-5 6 кВ, ГРТТТ2 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1000/5 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16 | Рег. № 64242-16 | DL180 Gen10 | Актив ная | 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. 0,5 S/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 | | | | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| | | ТШП-0,66 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5 S/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 | | | | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | ТСН 12 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 Кл.т. 0,5 S/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 |
| | РТП-800 10 кВ, | ТСН 12 Кл.т. 0,2S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11 | | | Актив ная | 0,7 | 2,1 |
| 12 | РУ-0,4 кВ, Ввод Т2 | 3000/5 Рег. № 26100-03 | — | | | Реактив- | 1,3 | 3,9 |
| | | Фазы: А; В; С | | | | ная | | |
| | | ТСН 12 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11 | | | Актив- | | |
| | РТП-800 10 кВ, | Кл.т. 0,2S | | | | ная | 0,7 | 2,1 |
| 13 | РУ-0,4 кВ, Ввод | 3000/5 | - | | | | | |
| | 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. 0,5 S/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. 0,5 S/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 Фазы: А; В; С | | | | Реактив ная | 1,3 | 3,9 |
| | РТП-800 10 кВ, | ТСН 12 Кл.т. 0,2S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11 | | | Актив ная | 0,7 | 2,1 |
| 16 | РУ-0,4 кВ, Ввод Т6 | 3000/5 Рег. № 26100-03 | — | | | Реактив- | 1,3 | 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. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL180 Gen10 | Актив ная Реактив ная | 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. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11 | Актив ная Реактив ная | 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. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11 | Актив ная Реактив ная | 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. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11 | Актив ная Реактив ная | 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.
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 20 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от Uном | от 95 до 105 |
| ток, % от !ном | |
| для ИК №№ 1, 2, 5, 6 | от 5 до 120 |
| для остальных ИК | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| частота, Г ц | 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 СОБф | 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 | 200 |
| при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| 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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
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 |
Сведения о 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 документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭНК-СБЫТ»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
81013-21: Методика поверки МП ЭПР-315-2020Скачать8.5 Мб