Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" ЧЭС
| Номер в ГРСИ РФ: | 74141-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Сетевая компания" филиал Чистопольские электрические сети, г.Чистополь |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» ЧЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74141-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" ЧЭС |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 359118.МТ.12.2018 |
Производитель / Заявитель
Филиал ОАО "Сетевая компания" Чистопольские электрические сети, г.Чистополь
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 74141-19: Описание типа СИ | Скачать | 96.7 КБ | |
| 74141-19: Методика поверки МП.359118.МТ.12.2018 | Скачать | 838.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» ЧЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, 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 измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
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), многофункциональные 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 каналообразующую аппаратуру, сервера баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМы) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида»
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством GSM/GPRS канала связи поступает в ИВК филиала, где производится сбор, хранение результатов измерений.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации от сервера БД в программно-аппаратные комплексы потребителей, сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном рынке электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2, таймеры сервера БД и счетчиков. Сравнение времени сервера БД ИВК с таймером приемника осуществляется ежесекундно, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника и сервера БД на величину более ±1 с. Сличение времени счетчика с временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени более ±1,0 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2,3,4.
Таблица 2 - Состав ИК
|
Номер ИК |
Наименование ИК, диспетчерское наименование присоединения |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
КТП-6, Котельная №4 КТП-6 (УКП) |
ТОП-0,66 У3 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№44142-11 |
- |
Меркурий 230 KT0.5S/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
2 |
КТП-83, Л-1 ООО "Нурлатские тепловые сети" Котельная №5 ПТС КТП-83 |
Т-0,66 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№22656-07 |
- |
Меркурий 234 KT0.5S/1.0 Рег.№48266-11 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
3 |
КТП-3376, Л-03 Дорстрой КТП-3376 |
Т-0,66 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№22656-07 |
- |
Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
4 |
КТП-2008, Ввод Т-1 КТП-2008 |
Т-0,66 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№22656-07 |
- |
Меркурий 234 KT0.5S/1.0 Рег.№48266-11 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
5 |
КТП-2057, Ввод Т-1 КТП-2057 |
Т-0,66 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№22656-07 |
- |
Меркурий 230 KT0.5S/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
6 |
КТП-111, Ввод Т-1 КТП-111 |
Т-0,66 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№22656-07 |
- |
Меркурий 230 KT0.5S/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
7 |
ЦРП-2, Ввод Т-1 резерв ЦРП-2 котельная |
ТПЛ-10-М КТ0.5 Ктт=50/5 Рег.№22192-07 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-05 |
Меркурий 234 KT0.5S/1.0 Рег.№48266-11 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
8 |
КТП-2450, Ввод Т-1 КТП-2450 КРС |
Т-0,66 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№22656-07 |
- |
Меркурий 234 KT0.5S/1.0 Рег.№48266-11 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
9 |
КТП-2383, Ввод Т-1 КТП-2383 зерноток |
Т-0,66 КТ0.5 Ктт=400/5 Рег.№22656-07 |
- |
Меркурий 234 KT0.5S/1.0 Рег.№48266-11 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
10 |
КТП-2455, Ввод Т-1 КТП-2455 СТФ.МТФ |
Т-0,66 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№22656-07 |
- |
Меркурий 230 KT0.5S/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
11 |
КТП-2209, Ввод Т-1 КТП-2209 КРС |
Т-0,66 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№22656-07 |
- |
Меркурий 230 KT0.5S/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
12 |
КТП-2164, Ввод Т-1 КТП-2164 СТФ |
Т-0,66 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№22656-07 |
- |
Меркурий 230 КТ0.58/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
13 |
КТП-1655, Ввод Т-1 КТП-1655 Откорм.площадка |
ТТЭ-С КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№54205-13 |
- |
Меркурий 230 КТ0.58/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
14 |
КТП-1658, Ввод Т-1 КТП-1658 Откорм.площадка |
ТТЭ-С КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№54205-13 |
- |
Меркурий 230 КТ0.58/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
15 |
КТП-1544, Ввод Т-1 КТП-1544 Сушилка |
ТШ-0,66 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№67928-17 |
- |
Меркурий 230 КТ0.58/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
16 |
КТП-1578, Ввод Т-1 КТП-1578 КРС,з/т |
ТШП-0,66 У3 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№44142-11 |
- |
Меркурий 230 КТ0.58/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
17 |
КТП № 704078, Ввод Т-1 КТП № 704078 |
ТШП-0,66 У3 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№44142-11 |
- |
Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
18 |
КТП № 709098, Ввод Т-1 КТП № 709098 |
Т-0,66 КТ0.5 Ктт=400/5 Рег.№22656-07 |
- |
Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
19 |
КТП № 709098, Ввод Т-2 КТП № 709098 |
ТШП-0,66 У3 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№44142-11 |
- |
Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
20 |
ЦРП-2, Ввод Т-2 ЦРП-2 котельная |
ТПЛ-10-М КТ0.5 Ктт=50/5 Рег.№22192-07 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-05 |
Меркурий 230 КТ0.58/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
21 |
КТП № 711228, ПУ-2, ВРУ-1 ТУ-5 КТП №711228 |
ТТЭ КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№32501-06 |
- |
Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
22 |
КТП № 711228, ПУ-1, ВРУ-2 ТУ-6 КТП №711228 |
ТТЭ КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№32501-06 |
- |
Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
23 |
КТП № 711228, ПУ-1, ВРУ-1 ТУ-4 КТП №711228 |
ТТЭ КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№32501-06 |
- |
Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
24 |
КТП № 711228, ПУ-2, ВРУ-2 ТУ-7 КТП №711228 |
ТТЭ КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№32501-06 |
- |
Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
25 |
КТП № 711192, Л-16 СК Лидер ВРУ-3 ТУ-2 КТП №711192 |
ТТЭ КТ0.5 Ктт=400/5 Рег.№32501-06 |
- |
Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
26 |
КТП № 711192, Л-03 СК Лидер ВРУ-3 ТУ-1 КТП №711192 |
ТТЭ КТ0.5 Ктт=400/5 Рег.№32501-06 |
- |
Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Рег.№23345-07 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
27 |
КТП-2449, СТФ,з\т ООО "Нурлат Сэте" КТП-2449 |
ТОП-0,66 У3 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№44142-11 |
- |
Меркурий 234 KT0.5S/1.0 Рег.№48266-11 |
Сикон С50 Рег.№65197-16 |
|
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 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 4 КТ - класс точности, Ктт (Ктн) - коэффициент трансформации трансформатора тока (напряжения). | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК____________________
______________Метрологические характеристики
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
27 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cosф - частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 |
|
1 |
2 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cosф |
от 0,5инддо 0,8емк |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от -40 до +60 |
|
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от -10 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
150000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
85 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте. Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне;
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
6 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
33 |
|
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТЭ |
18 |
|
Трансформаторы тока |
ТШП-0,66 У3 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТОП-0,66 У3 |
6 |
|
Трансформаторы тока измерительные 0,66 кВ |
ТТЭ-С |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТШ-0,66 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2 |
|
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 234 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
Меркурий 230 |
21 |
|
Контроллеры многофункциональные |
Сикон С50 |
1 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Программное обеспечение |
Пирамида 2000 |
1 |
|
Методика поверки |
МП.359118.МТ.12.2018 |
1 |
|
Формуляр |
ПФ.359118.МТ.12.2018 |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
РЭ.359118.МТ.12.2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП.359118.МТ.12.2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» ЧЭС. Методика поверки», утверждённому ФБУ «ЦСМ Татарстан» «30» октября 2018 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики Меркурий 230 по документу АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 230. Приложение Г. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- Счетчики Меркурий 234 по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 234. Приложение Г. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» ЧЭС.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
Смотрите также
