Номер по Госреестру СИ: 82195-21
82195-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сетевая компания" НчЭС
(1, 8, 3, 5, 5, 0)
Назначение средства измерений:
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.
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 |
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 |
сумма) |
5476 |
Идентификационное наименование ПО |
CheckDatalntegrity. dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная |
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 |
сумма) |
D5C7 |
Идентификационное наименование ПО |
ComIECFunctions.dll |
Продолжение таблицы 1
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная |
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 |
сумма) |
CE27 |
Идентификационное наименование ПО |
ComModbusFunctions.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная |
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F |
сумма) |
C917 |
Идентификационное наименование ПО |
ComStdFunctions.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная |
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 |
сумма) |
E373 |
Идентификационное наименование ПО |
DateTimeProcessing.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная |
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 |
сумма) |
FA4D |
Идентификационное наименование ПО |
SafeValuesDataUpdate.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная |
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F |
сумма) |
C8AB |
Идентификационное наименование ПО |
SimpleVerifyDataStatuses.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная |
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C |
сумма) |
6A39 |
Идентификационное наименование ПО |
SummaryCheckCRC. dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная |
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 |
сумма) |
30D5 |
Идентификационное наименование ПО |
ValuesDataProcessing.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная |
013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E |
сумма) |
E645 |
Алгоритм расчета цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО - MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе РЭ.359115.10.2019. Часть 2. Раздел 4 «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ».
Нормативные и технические документы
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.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
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 |
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 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:
|
Номер ИК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики | |
Границы основной погрешности, (6) % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (6) % | ||
1, 2 |
Активная реактивная |
±0,9 ±2,5 |
±2,9 ±2,9 |
8, 9 |
Активная реактивная |
±0,6 ±1,2 |
±1,4 ±2,1 |
3, 4, 5 |
Активная реактивная |
±0,8 ±1,5 |
±2,1 ±2,6 |
6, 7 |
Активная реактивная |
*4 СТ) -н -н |
±3,3 ±3,4 |
Примечания:
|
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество ИК |
56 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности, cosф |
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, cosф |
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 +55 |
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 |
140000 |
- 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 |
Продолжение таблицы 4
сервер:
|
100000 1 |
Глубина хранения информации: счетчики:
|
85 10 45 5 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.