| Номер в госреестре | 82195-21 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сетевая компания" НчЭС |
| Изготовитель | Филиал Акционерного общества "Сетевая компания" Набережночелнинские электрические сети (Филиал АО "Сетевая компания" НчЭС), Республика Татарстан, г. Набережные Челны |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания» НчЭС (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.
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 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 нанесение на нее знака поверки. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
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 |
| 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 | |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2,3,4.
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | |
| 1 | ПС 110 кВ БСИ, ф-113 | ТЛО-10 КТ 0,5S; 600/5 Рег.№25433-11 | НОЛП КТ 0,2; 6000/100 Рег.№ 27112-04 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 2 | ПС 110 кВ БСИ, ф-407 | ТЛО-10 КТ 0,5S; 400/5 Рег.№25433-11 | НОЛП КТ 0,2; 6000/100 Рег.№ 27112-04 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 3 | ПС 110 кВ Сидоровка, ВЛ 110 кВ Сидоровка-РОС 1ц | ТВГ-110 КТ 0,2S; 1000/5 Рег.№22440-07 | ЗНОГ-110 КТ 0,2; 110000/100 Рег.№ 23894-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 4 | ПС 110 кВ Сидоровка, ВЛ 110 кВ Сидоровка-РОС 2ц | ТВГ-110 КТ 0,2S; 1000/5 Рег.№22440-07 | ЗНОГ-110 КТ 0,2; 110000/100 Рег.№ 23894-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 5 | ПС 110 кВ Сидоровка, ОВ 110 кВ | ТВГ-110 КТ 0,2S; 1000/5 Рег.№22440-07 | ЗНОГ-110 КТ 0,2; 110000/100 Рег.№ 23894-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 6 | ПС 110 кВ Сидоровка, ф-112 | ТОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,5S; 600/5 Рег.№32139-06 | НОЛ.08 КТ 0,5; 6000/100 Рег.№ 3345-09 | Меркурий 230 КТ 0,5S/1,0 Рег.№23345-07 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 7 | ПС 110 кВ Сидоровка, ф-414 | ТОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,5S; 600/5 Рег.№32139-06 | НОЛ.08 КТ 0,5; 6000/100 Рег.№ 3345-09 | Меркурий 230 КТ 0,5S/1,0 Рег.№23345-07 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 8 | ТП 16-7, яч.7 | ТОЛ-10 III КТ 0,2S; 75/5 Рег.№36308-07 | НОЛП КТ 0,2; 10000/100 Рег.№ 27112-04 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | - |
| 9 | ТП 16-7, яч.8 | ТОЛ-10 III КТ 0,2S; 75/5 Рег.№36308-07 | НОЛП КТ 0,2; 10000/100 Рег.№ 27112-04 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | - |
| 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. | |||||
| Вид электроэнергии | Метрологические характеристики | ||
| Номер ИК | Границы основной погрешности, (5) % | Границы погрешности в рабочих условиях, (5) % | |
| 1, 2 | Активная | ±0,9 | ±2,9 |
| реактивная | ±2,5 | ±2,9 | |
| 8, 9 | Активная | ±0,6 | ±1,4 |
| реактивная | ±1,2 | ±2,1 | |
| 3, 4, 5 | Активная | ±0,8 | ±2,1 |
| реактивная | ±1,5 | ±2,6 | |
| 6, 7 | Активная | ±1,2 | ±3,3 |
| реактивная | ±3,0 | ±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 |
| Количество ИК | 56 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ^ом - ток, % от ^ом - 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 №ом - ток, % от !ном - коэффициент мощности, cosф - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5инд до 0,8емк от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от -40 до +55 от -10 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000 2 70000 2 35000 2 |
| сервер: | среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 100000 1 |
| Глубина хранения информации: | ||
| счетчики: | ||
| - | тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 85 | |
| - | 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.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока встроенные | ТВГ-110 | 9 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 III | 4 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОГ-110 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | НОЛП | 8 |
| Трансформаторы напряжения | НОЛ.08 | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 7 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 | 2 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 5 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | Пирамида 2.0 | 1 |
| Методика поверки | МП.359115.10.2019 | 1 |
| Формуляр | ПФ.359115.10.2019 | 1 |
| Руководство по эксплуатации | РЭ.359115.10.2019 | 1 |
приведены в эксплуатационном документе РЭ.359115.10.2019. Часть 2. Раздел 4 «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания» НчЭС
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
