Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго»
| Номер в ГРСИ РФ: | 97944-26 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "РОССЕТИ СИБИРЬ", г. Красноярск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 97944-26 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» | ||||||
| Приказы |
№453 от
11.03.2026
— Об утверждении типов средств измерений
|
||||||
| Код идентификации производства |
ОС
СИ не соответствует критериям подтверждения производства на территории
РФ в соответствии с постановлением №719
|
||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 0f201b5c-983a-dd07-08af-398aca459f49 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ПАО «Россети Сибирь», РОССИЯ, 672010, Забайкальский край, г. Чита, ул. Анохина, д.7
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке |
МП-010-2025 Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго». Методика поверки
(с 11.03.2026)
|
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок |
Поверители
Скачать
|
97944-26: Описание типа
2026-97944-26.pdf
|
Скачать | 140.1 КБ | |
|
97944-26: Методика поверки
МП-010-2025
2026-mp97944-26.pdf
|
Скачать | 3.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя ТН, ТТ, счетчики, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя Сервер сбора данных, Сервер управления, NTP-сервер, АРМ, устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Сервер сбора данных, с периодичностью не реже одного раза в сутки, опрашивает счетчики и считывает 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
От сервера измерительная информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ оператору АИИС КУЭ по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (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.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы серверов и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов NTP сервера с часами УССВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов NTP-сервера производится при наличии расхождении времени NTP-сервера и УССВ.
Сравнение показаний часов сервера управления с часами NTP-сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера управления производится при наличии расхождении времени сервера управления и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера сбора данных с часами сервера управления осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера сбора данных производится при наличии расхождении времени сервера сбора данных и сервера управления.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера сбора данных осуществляется во время каждого сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении времени счетчиков и сервера на величину более чем ±2 с.
Цикличность сравнения времени корректируемого и корректирующего компонентов, а также величина порога синхронизации времени являются программируемыми параметрами.
Журналы событий счетчиков, 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. Заводской номер - 7500, указывается в формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на тыльной стороне сервера БД уровня ИВК типографическим способом.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида-Сети».
ПО «Пирамида-Сети» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида-Сети».
Метрологически значимая часть ПО «Пирамида-Сети» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Наименование ПО |
«Пирамида-Сети» |
|
Идентификационное наименование ПО |
BinaryPackControls.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CheckDataIntegrity.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComIECFunctions.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComModbusFunctions.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComStdFunctions.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
|
Идентификационное наименование ПО |
DateTimeProcessing.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
|
Идентификационное наименование ПО |
SafeV aluesDataUpdate.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
|
Идентификационное наименование ПО |
SimpleV erifyDataStatuses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SummaryCheckCRC .dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ValuesDataProcessing.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 10.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИ |
ИС КУЭ | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110 кВ "Беклемишево", ОРУ-110 кВ, ВЛ-110-СБ-123 |
ТОГФ-110 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 44640-11 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 14205-94; НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 24218-08 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
Сервер сбора данных; Сервер управления; NTP-сервер; СТВ-01, рег. № 86603-22 |
|
2 |
ПС 110 кВ "Кличка", ОРУ-110 кВ, ВЛ-110-26 |
ТФЗМ иоб-iv кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 26422-04; ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
|
3 |
ПС 110 кВ "Кличка", ОРУ-110 кВ, ВЛ-110-27 |
ТФЗМ иоб-iv кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 26422-04; ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
|
4 |
ПС 110 кВ "Турга", ОРУ-110 кВ, ВЛ-110-64 |
ТФМ-110 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 рег. № 16023-97 |
НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 1188-84 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
|
5 |
ПС 110 кВ "Турга", ОРУ-110 кВ, ВЛ-110-65 |
ТФМ-110 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 рег. № 16023-97 |
НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 1188-84 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6 |
ПС 110 кВ "Турга" ОВ-110 |
ТФЗМ ИОБ-IV кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 рег. № 26422-06 |
НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
Сервер сбора данных; Сервер управления; NTP-сервер, СТВ-01, рег. № 86603-22 |
|
Примечания: 1. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная. | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм^ 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 4-6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,8 |
1,1 |
0,9 |
|
0,8 |
- |
2,8 |
1,6 |
1,2 | |
|
0,5 |
- |
5,4 |
2,9 |
2,2 | |
|
2-3 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,8 |
1,2 |
1,0 |
|
0,8 |
- |
2,9 |
1,7 |
1,3 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
Номер ИК |
ео8ф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I Изм<! 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 4-6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,4 |
2,4 |
1,8 |
|
0,5 |
- |
2,6 |
1,5 |
1,2 | |
|
2-3 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,6 |
2,6 |
2,1 |
|
0,5 |
- |
2,7 |
1,8 |
1,5 | |
Продолжение таблицы 3
|
Номер ИК |
ео8ф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм<! 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 4-6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,9 |
1,2 |
1,0 |
|
0,8 |
- |
2,9 |
1,7 |
1,4 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
2-3 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
2,2 |
1,7 |
1,6 |
|
0,8 |
- |
3,2 |
2,1 |
1,8 | |
|
0,5 |
- |
5,7 |
3,3 |
2,6 | |
|
Номер ИК |
cosip |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм<! 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 4-6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,5 |
2,5 |
2,0 |
|
0,5 |
- |
2,7 |
1,6 |
1,4 | |
|
2-3 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
5,5 |
4,0 |
3,7 |
|
0,5 |
- |
4,0 |
3,4 |
3,3 | |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC
Примечани е:
1 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии |
от 99 до 101 от 5 до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности, не менее |
0,5 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН |
от -45 до +40 |
|
- для счетчиков |
от +10 до +30 |
|
- для серверов, УССВ ИВК |
от +18 до +24 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М: - средняя наработка на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УССВ ИВК Сервер точного времени СТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты;
- в журналах событий счетчиков фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;
- испытательной коробки.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока измерительный |
ТФНД-110М |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-110 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-1У |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-1У |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФМ-110 |
6 |
|
Трансформатор напряжения антирезонансный |
НАМИ-110 УХЛ1 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ110-83У1 |
6 |
|
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
Альфа А1800 |
4 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
|
Сервер сбора данных |
- |
1 |
|
Сервер управления |
- |
1 |
|
NTP-сервер |
- |
1 |
|
Сервер точного времени |
СТВ-01 |
1 |
|
Формуляр |
ФО 26.51.43/50/25 |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго», аттестованном ООО «ЭнерТест», регистрационный номер RA.RU.314746 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 N 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 6.12; п. 6.13);
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов
на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Смотрите также
