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

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

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 5
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

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.

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

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 110/10 кВ Болгары, ВЛ 110 кВ Болгары-Матвеевка

TG 145-420 300/5 КТ 0,5 Рег.№15651-96

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 110/10 кВ Болгары, ВЛ 110 кВ Болгары-Матвеевка(резерв)

TG 145-420 300/5 КТ 0,5 Рег.№15651-96

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 100/35/6 кВ Каргали. Фидер 105.

ТЛО-10 3000/5 КТ 0,5S Рег.№25433-11

TJP 4

6000/100 КТ 0,5 Рег.№45423-10

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12

СИКОН С70 Рег.№28822-05

4

ПС 100/35/6 кВ Каргали. Фидер 103.

ТОЛ-СЭЩ

1000/5 КТ 0,5 Рег.№51623-12

TJP 4

6000/100 КТ 0,5 Рег.№45423-10

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12

СИКОН С70 Рег.№28822-05

5

ПС 100/35/6 кВ Каргали. Фидер 204.

ТОЛ-СЭЩ

1000/5 КТ 0,5 Рег.№51623-12

TJP 4

6000/100 КТ 0,5 Рег.№45423-10

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12

СИКОН С70 Рег.№28822-05

6

ПС 100/35/6 кВ Каргали. Фидер 206.

ТЛО-10 3000/5 КТ 0,5S Рег.№25433-11

TJP 4

6000/100 КТ 0,5 Рег.№45423-10

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

7

ПС 110/35/10 кВ Нурлат, ВЛ 110 кВ Нурлат-Кошки

TG 145-420 600/5 КТ 0,2S Рег.№15651-96

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 110/35/10 кВ Нурлат, ВЛ 110 кВ Нурлат-Кошки (Резервный)

TG 145-420 600/5 КТ 0,2S Рег.№15651-96

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

9

ПС 110/35/10 кВ Нурлат, ВЛ 110 кВ Нурлат-Ч.Вершины

TG 145-420 600/5 КТ 0,2S Рег.№15651-96

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

10

ПС 110/35/10 кВ Нурлат, ВЛ 110 кВ Нурлат-Ч.Вершины(резервный)

TG 145-420 600/5 КТ 0,2S Рег.№15651-96

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

11

ПС 35/10 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 35/10 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 35/10 кВ Синдряково , Фидер 06

ТПЛ-10-М 100/5 КТ 0,5 Рег.№22192-03

НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег.№20186-00

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

Вид

электроэнергии

Метрологические характеристики

Номер ИК

Границы основной погрешности, (5) %

Границы погрешности в рабочих условиях, (5) %

7, 8, 9, 10

Активная

±0,6

±1,4

реактивная

±1,2

±2,1

13

Активная

±0,9

±3,1

реактивная

±2,5

±4,6

1, 2, 4, 5, 11, 12

Активная

±1,1

±3,2

реактивная

±2,8

±4,7

3, 6

Активная

±1,1

±2,9

реактивная

±2,8

±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 ^ом

от 98 до 102

- ток, % от ^ом

от 5 до 120

- коэффициент мощности, СОБф

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, СОБф

от 0,5инд до 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.

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

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

Лист № 8 Всего листов 9

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

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

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

Развернуть полное описание