Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" ЧЭС
| Номер в ГРСИ РФ: | 80896-21 |
|---|---|
| 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 | 80896-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" ЧЭС |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 359118.10.2019 |
Производитель / Заявитель
Филиал ОАО "Сетевая компания" Чистопольские электрические сети, 422980, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Чистополь, ул. К. Маркса, 36
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 80896-21: Описание типа СИ | Скачать | 304.5 КБ | |
| 80896-21: Методика поверки МП.359118.10.2019 | Скачать | 960.2 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, многоуровневую 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;
2-й уровень -устройство сбора и передачи данных (УСПД) и технические средства приема-передачи данных;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД), сервер баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0»
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов без учета коэффициентов трансформации, преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление, хранение и передача накопленных данных по выбранному ИВК каналу связи (проводные линии, GSM канал, сеть Ethernet), на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации во внешние 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 (Регистрационный № 41681-10), таймеры УСПД, сервера СД и счетчиков. Сравнение времени сервера СД ИВК с таймером приемника осуществляется 1 раз в час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника и сервера СД на величину более ±1 с. Сервер СД осуществляет синхронизацию времени УСПД, а УСПД, в свою очередь, счетчиков, подключенных к УСПД. Сличение времени таймера сервера СД с временем таймеров УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка времени сервером выполняется при достижении расхождения времени таймеров счетчиков и УСПД на величину ±1 с. Сличение времени таймеров счетчиков с временем УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем таймера УСПД ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера СД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Конструкция АИИС КУЭ не предусматривает возможность пломбировки и нанесения заводского номера. Заводской номер заносится в Паспорт-Формуляр типографским способом.
Конструкция АИИС КУЭ не предусматривает нанесение на нее знака поверки. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0». 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 |
|
Идентификационное наименование ПО |
BinaryPackControls.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CheckDataIntegrity.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComIECFunctions.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComModbusFunctions.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComStdFunctions.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
|
Идентификационное наименование ПО |
DateTimeProcessing.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
|
Идентификационное наименование ПО |
SafeValuesDataUpdate.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
|
Идентификационное наименование ПО |
SimpleVerifyDataStatuses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SummaryCheckCRC. dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ValuesDataProcessing.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО - 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 и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | |
|
1 |
ПС 110 кВ Болгары, ВЛ 110 кВ Болгары-Матвеевка |
TG 300/5 КТ 0,5 Рег.№30489-09 |
ЗНГ 110000/100 КТ 0,5 Рег.№41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
|
2 |
ПС 110 кВ Болгары, ВЛ 110 кВ Болгары-Матвеевка (резерв) |
TG 300/5 КТ 0,5 Рег.№30489-09 |
ЗНГ 110000/100 КТ 0,5 Рег.№41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
|
3 |
ПС 110 кВ Каргали. Фидер 105. |
ТЛО-10 3000/5 КТ 0,5S Рег.№25433-08 |
TJP4 6000/100 КТ 0,5 Рег.№17083-08 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
|
4 |
ПС 110 кВ Каргали. Фидер 103. |
ТОЛ-СЭЩ 1000/5 КТ 0,5 Рег.№51623-12 |
TJP4 6000/100 КТ 0,5 Рег.№17083-08 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
|
5 |
ПС 110 кВ Каргали. Фидер 204. |
ТОЛ-СЭЩ 1000/5 КТ 0,5 Рег.№51623-12 |
TJP4 6000/100 КТ 0,5 Рег.№17083-08 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
|
6 |
ПС 110 кВ Каргали. Фидер 206. |
ТЛО-10 3000/5 КТ 0,5S Рег.№25433-08 |
TJP4 6000/100 КТ 0,5 Рег.№17083-08 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
|
7 |
ПС 110 кВ Нурлат, ВЛ 110 кВ Нурлат-Кошки |
TG 145-420 600/5 КТ 0,2S Рег.№30489-05 |
ЗНОГ-110 110000/100 КТ 0,2 Рег.№23894-12 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
|
8 |
ПС 110 кВ Нурлат, ВЛ 110 кВ Нурлат-Кошки (Резервный) |
TG 145-420 600/5 КТ 0,2S Рег.№30489-05 |
ЗНОГ-110 110000/100 КТ 0,2 Рег.№23894-12 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
|
9 |
ПС 110 кВ Нурлат, ВЛ 110 кВ Нурлат-Ч.Вершины |
TG 145-420 600/5 КТ 0,2S Рег.№30489-05 |
ЗНОГ-110 110000/100 КТ 0,2 Рег.№23894-12 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
Продолжение таблицы 2
|
10 |
ПС 110 кВ Нурлат, ВЛ 110 кВ Нурлат-Ч.Вершины (резервный) |
TG 145-420 600/5 КТ 0,2S Рег.№30489-05 |
ЗНОГ-110 110000/100 КТ 0,2 Рег.№23894-12 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
|
11 |
ПС 35 кВ Иске.Рязап, ВЛ 35 кВ Иске-Рязап-Тиинск |
ТФН-35М 150/5 КТ 0,5 Рег.№3690-73 |
ЗНОМ-35-65 35000/10 КТ 0,5 Рег.№912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS-2803 Рег.№67864-17 |
|
12 |
ПС 35 кВ Иске.Рязап, ВЛ 35 кВ Иске-Рязап-Тиинск(резерв) |
ТФН-35М 150/5 КТ 0,5 Рег.№3690-73 |
ЗНОМ-35-65 35000/10 КТ 0,5 Рег.№912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS-2803 Рег.№67864-17 |
|
13 |
ПС 35 кВ Синдряково, Фидер 06 |
ТПЛ-10-М 100/5 КТ 0,5 Рег.№22192-03 |
НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег.№11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
|
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, 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 утвержденного типа.. 3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Предприятие-владелец АИИС КУЭ вносят изменения в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики | |
|
Границы основной погрешности, (6) % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (6) % | ||
|
7, 8, 9, 10 |
Активная реактивная |
±0,6 ±1,2 |
±1,4 ±2,1 |
|
13 |
Активная реактивная |
±0,9 ±2,5 |
±3,1 ±4,6 |
|
1, 2, 4, 5, 11, 12 |
Активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±3,2 ±4,7 |
|
3, 6 |
Активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±2,9 ±3 |
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном Cos ф = 0,8инд., W2% | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
13 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cosф |
0,9 |
|
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
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 |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- 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 |
113 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
|
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
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 типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
TG 145-420 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТФН-35М |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ |
6 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОГ-110 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения элегазовые |
ЗНГ |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
TJP 4 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
9 |
Продолжение таблицы 5
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
|
Контроллеры многофункциональные |
ARIS 28xx |
1 |
|
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
4 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Программное обеспечение |
Пирамида 2.0 |
1 |
|
Методика поверки |
МП.359118.10.2019 |
1 |
|
Формуляр |
ПФ.359118.10.2019 |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
РЭ.359118.10.2019 |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе РЭ.359118.10.2019. Часть 2. Раздел 4 «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ».
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
