Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сетевая компания" ПЭС
Номер в ГРСИ РФ: | 81917-21 |
---|---|
Производитель / заявитель: | Филиал ОАО "Сетевая компания" Приволжские электрические сети, г.Казань |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания» ПЭС (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 | 81917-21 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сетевая компания" ПЭС |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 359117.10.2020 |
Производитель / Заявитель
Филиал Акционерного общества "Сетевая компания" Приволжские электрические сети (Филиал АО "Сетевая компания" ПЭС), Республика Татарстан, Высокогорский муниципальный район, Высокогорское сельское поселение, Промышленная зона Высокая Гора
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
81917-21: Описание типа СИ | Скачать | 298.5 КБ | |
81917-21: Методика поверки МП.359117.10.2020 | Скачать | 7.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания» ПЭС (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, 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 технических средств приема-передачи данных и далее осуществляется передача данных на верхний уровень системы.
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 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 ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2 (Регистрационный № 41681-10), таймерами сервера СД и счетчиков. Сравнение времени сервера СД ИВК с таймером приемника осуществляется каждый час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника и сервера СД на величину более ±1 с. Сличение времени таймера сервера СД с временем таймеров счетчиков осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка времени сервером выполняется при достижении расхождения времени таймеров счетчиков на величину ±1 с.
Журналы событий счетчиков 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 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 |
1 |
2 |
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 |
CheckDatalntegrity. 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 |
1 |
2 |
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 |
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 |
Сервер | |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, ОРУ 220 кВ, ВЛ 220 кВ Зеленодольская -Волжская |
ТОГФ-220 КТ 0,2S 300/1 Рег.№61432-15 |
НДКМ-220 КТ 0,2 (22(Х)00/\3)/(100/\3) Рег.№ 60542-15 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17 |
HP BladeSystem с7000/ УСВ-2, Рег.№41681-10 |
2 |
ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, ОРУ 220 кВ, ВЛ 220 кВ Помары-Зеленодольская |
ТОГФ-220 КТ 0,2S 600/1 Рег.№61432-15 |
НДКМ-220 КТ 0,2 (22(Х)00/\3)/(100/\3) Рег.№ 60542-15 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
3 |
ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, ОВ 110кВ |
ТОГФ-110 КТ 0,2S 600/1 Рег.№61432-15 |
ЗНОГ-110 КТ 0,2 (110000/V3)/(100/V3) Рег.№ 61431-15 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17 |
HP BladeSystem с7000/ УСВ-2, Рег.№41681-10 |
4 |
ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, ВЛ 110 кВ Зеленодольская-Буревестник 1 |
ТОГФ-110 КТ 0,2S 600/1 Рег.№61432-15 |
ЗНОГ-110 КТ 0,2 (110000/V3)/ (100/V3) Рег.№ 61431-15 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17 | |
5 |
ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, ВЛ 110 кВ Зеленодольская-Серго 1 |
ТОГФ-110 КТ 0,2S 600/1 Рег.№61432-15 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17 | ||
6 |
ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, ВЛ 110 кВ Зеленодольская-Буревестник 2 |
ТОГФ-110 КТ 0,2S 600/1 Рег.№61432-15 |
ЗНОГ-110 КТ 0,2 (110000/V3)/ (100/V3) Рег.№ 61431-15 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17 | |
7 |
ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, ВЛ 110 кВ Зеленодольская-Серго 2 |
ТОГФ-110 КТ 0,2S 600/1 Рег.№61432-15 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17 | ||
8 |
ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, КВЛ 35 кВ Зеленодольская-Фанера |
ТОЛ-35 КТ 0,5S 150/1 Рег.№47959-16 |
НАМИ-35 КТ 0,5 35000/100 Рег.№ 60002-15 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17 | |
9 |
ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, КЛ 6 кВ ф.102 |
ТОЛ-НТЗ КТ 0,5S 600/5 Рег.№69606-17 |
ЗНОЛП-ЭК КТ 0,5 (6000/V3)/(100/V3) Рег.№ 68841-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-17 | |
10 |
ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, КЛ 6 кВ ф.408 |
ТОЛ-НТЗ КТ 0,5S 600/5 Рег.№69606-17 |
ЗНОЛП-ЭК КТ 0,5 (6000/V3)/(100/V3) Рег.№ 68841-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-17 | |
11 |
ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, КЛ 6 кВ ф.305 |
ТОЛ-НТЗ КТ 0,5S 600/5 Рег.№69606-17 |
ЗНОЛП-ЭК КТ 0,5 (6000/V3)/(100/V3) Рег.№ 68841-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-17 |
Продолжение таблицы 2__________________________________________________________
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 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 измеряемой электроэнергии |
Метрологические характеристики | |
Границы основной погрешности, (6) % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (6) % | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
1-7 |
Активная реактивная |
±0,6 ±1,2 |
±1,4 ±2,1 |
8 |
Активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±2,9 ±3,0 |
9-11 |
Активная реактивная |
±1,2 ±3,0 |
±3,3 ±3,4 |
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 |
1 |
2 |
Количество ИК |
11 |
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 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cosф - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5инддо 0,8емк от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от -40 до +60 |
1 |
2 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
- 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 |
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 ИВК 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 ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне;
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- 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. |
Трансформаторы тока |
ТОГФ-220 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
15 |
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ-35 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ |
9 |
Трансформаторы напряжения емкостные |
НКДМ-220 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОГ-110 |
9 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-35 |
1 |
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛП-ЭК |
9 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
11 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
Программное обеспечение |
Пирамида 2.0 |
1 |
Методика поверки |
МП.359117.10.2020 |
1 |
Формуляр |
ПФ.359117.10.2020 |
1 |
Руководство по эксплуатации |
РЭ.359117.10.2020 |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в РЭ.359117.10.2020. 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