Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" БЭС. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" БЭС

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 70
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» БЭС (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, сервер баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), программного обеспечения (ПО) «Пирамида» и автоматизированные рабочие места (АРМы).

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.

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 полученной информации заинтересованным организациям.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), на основе GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2 и встроенного GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени в УСПД.

Сравнение времени сервера сбора данных ИВК с таймером приемника УСВ-2 осуществляется 1 раз в час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника УСВ-2 и сервера сбора данных ИВК на величину более ±1 с. Синхронизация времени сервера сбора данных ИВК и сервера баз данных ИВК осуществляется по протоколу NTP с периодичностью 1 час, синхронизация производится при расхождении времени на величину более ±1 с.

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 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

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

1

2

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

Ном

ер

ИК

Наименование

ИК,

диспетчерское

наименование

присоединения

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

1

ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-02

ТВК-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№8913-82

НАМИТ-10-2

КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№18178-99

Меркурий 230 КТ0^/1.0 Рег.№23345-03

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

2

ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-08

ТПЛ-10 КТ0.5 Ктт=100/5 Рег.№1276-59

НАМИТ-10-2

КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№18178-99

Меркурий 230 КТ0^/1.0 Рег.№23345-03

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

3

ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-19

ТПЛМ-10

КТ0.5

Ктт=100/5

Рег.№2363-68

НАМИТ-10-2

КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№18178-99

Меркурий 230 КТ0^/1.0 Рег.№23345-03

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

4

ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-01

ТОЛ-10 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№38395-08

НАМИТ-10-2

КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№18178-99

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0.2s/0.5

Рег.№36697-08

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

5

ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-10

ТОЛ-10 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№38395-08

НАМИТ-10-2

КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№18178-99

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0.2s/0.5

Рег.№36697-08

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

6

ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-14

ТПЛ-10 КТ0.5 Ктт=400/5 Рег.№1276-59

НТМИ-6-66 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-08

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

7

ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-07

ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=800/5 Рег.№2473-69

НАМИТ-10-2

КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№18178-99

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0.2s/0.5

Рег.№36697-08

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

8

ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-11

ТВК-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№8913-82

НАМИТ-10-2

КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№18178-99

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-08

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

1

2

3

4

5

6

9

ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-12

ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=800/5 Рег.№2473-69

НАМИТ-10-2

КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№18178-99

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0.2s/0.5

Рег.№36697-08

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

10

ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-02

ТПЛ-10с

КТ0.5s

Ктт=300/5

Рег.№29390-05

НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0.2s/0.5

Рег.№36697-08

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

11

ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-13

ТПЛ-10с

КТ0.5s

Ктт=1000/5

Рег.№29390-05

НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-08

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

12

ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-08

ТПЛ-10с

КТ0.5s

Ктт=1000/5

Рег.№29390-05

НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0.2s/0.5

Рег.№36697-08

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

13

ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-04

ТПЛ-10с

КТ0.5s

Ктт=600/5

Рег.№29390-05

НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07

Меркурий 230 КТ0^/1.0 Рег.№23345-03

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

14

ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-10

ТПЛ-10с

КТ0.5s

Ктт=300/5

Рег.№29390-05

НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07

Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

15

ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-12

ТПЛ-10с

КТ0.5s

Ктт=300/5

Рег.№29390-05

НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07

Меркурий 230 КТ0^/1.0 Рег.№23345-03

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

16

ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-14

ТПЛ-10с

КТ0.5s

Ктт=300/5

Рег.№29390-05

НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07

Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

17

ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-15

ТПЛ-10с

КТ0.5s

Ктт=600/5

Рег.№29390-05

НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07

Меркурий 230 КТ0^/1.0 Рег.№23345-03

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

18

ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-16

ТПЛ-10с

КТ0.5s

Ктт=300/5

Рег.№29390-05

НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07

Меркурий 230 КТ0.5s/1.0 Рег.№23345-03

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

19

ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-17

ТПЛ-10с

КТ0.5s

Ктт=300/5

Рег.№29390-05

НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07

Меркурий 230 КТ0^/1.0 Рег.№23345-03

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

20

ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-19

ТПЛ-10с

КТ0.5s

Ктт=300/5

Рег.№29390-05

НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07

Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

1

2

3

4

5

6

21

ПС 110 кВ Восточная, В 6 кВ Т-1

ТПОЛ-10У3

КТ0.5

Ктт=1500/5

Рег.№51178-12

НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07

Меркурий 234 КТ0^/1.0 Рег.№48266-11

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

22

ПС 110 кВ Восточная, В 6 кВ Т-2

ТПОЛ-10У3

КТ0.5

Ктт=1500/5

Рег.№51178-12

НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07

Меркурий 234 КТ0^/1.0 Рег.№48266-11

ИКМ-

Пирамида

Рег.№45270-

10

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

Вид

электроэнергии

Метрологические характеристики

Номер ИК

Г раницы основной погрешности, (±5) %

Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

Активная

±1,1

±3,2

4-9.

реактивная

±2,8

±4,7

Активная

±1,1

±2,9

10-12.

реактивная

±2,8

±3

Активная

±1,2

±3,5

1-3, 21, 22.

реактивная

±3

±4,9

Активная

±1,2

±3,3

13-20.

реактивная

±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.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

22

Нормальные условия:

параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

- коэффициент мощности, СОБф

-    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, СОБф

-    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 0,5инд до 0,8емк

от 49,6 до 50,4 от -45 до +40

от -40 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики:

-    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 сервер:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч

140000

2

35000

2

70000

1

Глубина хранения информации: счетчики:

-    тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

-    при отключении питания, лет, не менее сервер:

-    хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

85

10

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 проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

4

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

2

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

4

Трансформаторы тока

ТПЛ-10с

22

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

4

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10У3

4

Трансформаторы тока

ТВК-10

4

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

1

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10-2

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

9

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 234

5

Счетчики электрической энергии трехфазные статические

Меркурий 230

8

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

1

Комплексы информационно-вычислительные

ИКМ-Пирамида

1

Программное обеспечение

Пирамида 2000

1

Методика поверки

МП.359111.07.2018

1

Формуляр

ПФ.359111.07.2018

1

Руководство по эксплуатации

РЭ.359111.07.2018

1

Поверка

осуществляется по документу МП.359111.07.2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» БЭС. Методика поверки», утверждённому ФБУ «ЦСМ Татарстан» «29» июня 2018 г.

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.;

-    Счетчики электрической энергии многофункциональные «СЭТ-4ТМ.03М по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ - «Счетчики электрической энергии многофункциональные «СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки», согласованной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;

-    Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 по документу ИЛГШ.411152.087 РЭ1 «Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Раздел. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2001г.

-    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» БЭС.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» БЭС

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание