Приложение
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «27» ноября 2020 г. № 1925
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» НкЭС ПС 220 кВ Бегишево.
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ОАО «Сетевая компания» НкЭС ПС 220 кВ Бегишево (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.
Назначение средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую
автоматизированную измерительную систему сцентрализованным управлениеми
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,гдеосуществляетсяпреобразованиеизмерительнойинформациисучетом
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
измерительнойинформации,в
уровне системы выполняется дальнейшая
частностивычислениеэлектроэнергиии
обработка
мощности,
2
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,
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.
Идентификационное наименование ПО
BinaryPackControls.dll
-
Идентификационное наименование ПО
CheckDataIntegrity.dll
-
Идентификационное наименование ПО
ComIECFunctions.dll
-
Идентификационное наименование ПО
ComModbusFunctions.dll
-
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
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1
5476
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754
D5C7
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16
CE27
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Продолжение таблицы 1
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F
Идентификационное наименование ПО
-
Идентификационное наименование ПО
DateTimeProcessing.dll
-
Идентификационное наименование ПО
SafeValuesDataUpdate.dll
-
Идентификационное наименование ПО
SimpleVerifyDataStatuses.dll
-
Идентификационное наименование ПО
SummaryCheckCRC.dll
-
Идентификационное наименование ПО
ValuesDataProcessing.dll
3
сумма)
C917
ComStdFunctions.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6
E373
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056
FA4D
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F
C8AB
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C
6A39
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644
30D5
-
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E
сумма) E645
Алгоритм расчета цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО – MD5
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
ИК
4
Таблица 2 - Состав ИК.
Номер и наименование
ТТТНСчетчикУСПД
ПС 220 кВТОГФ-110ЗНГ-УЭТМ®СЭТ-
Бегишево, яч.2, 1000/1 110000/100 4ТМ.03М.16
ВЛ-110 кВКл.т 0.2sКл.т 0.2Кл.т 0.2s/0.5
Бегишево - КГПТО Рег.№44640-10 Рег.№53343-13 Рег.№36697-12
СИКОН С70
3Рег.№28822-
05
ПС 220 кВ
ОГФ-11НГ-УЭТМ®СЭТ-
Бегишево, яч.4,
Т
1000/1
0З
110000/1004ТМ.03М.16
СИКОН С70
Кл.т 0.2s Кл.т 0,2Кл.т 0.2s/0.5
ц.
Рег.№44640-10Рег.№53343-13Рег.№36697-12
4КВЛ -110 кВРег.№28822-
Бегишево-Жарков I05
ПС 220 кВ
ОГФ-11НГ-УЭТМ®СЭТ-
8КВЛ -110 кВРег.№28822-
Бегишево-Жарков05
1000/110000/104ТМ.03М.16
ПС 220 кВСИКОН С70
Бегишево, яч.6,
Т
1000/1
0З
110000/1004ТМ.03М.16
СИКОН С70
Кл.т 0.2s Кл.т 0.2Кл.т 0.2s/0.5
II ц.
Рег.№44640-10Рег.№53343-13Рег.№36697-12
ТОГФ-110 ЗНГ-УЭТМ® СЭТ-
10 Бегишево, яч.7, ОВ
Кл.т
0.2s
1
Кл.т 0.2
0
Кл.т
0.2s/0,5
Рег.№28822-
Рег.№44640-10 Рег.№53343-13 Рег.№36697-12
- 110 кВ05
ПС 220 кВ
-УЭТНГ-УЭТМ®СЭТ-
11ВЛ-220 кВРег.№28822-
Бегишево -05
Бегишево, яч.6,
ТВГ
500/1
М®З
220000/1004ТМ.03М.16
СИКОН С70
Кл.т 0.2s Кл.т 0.2Кл.т 0.2s/0.5
ТАН
Е
КО
Рег.№52619-13Рег.№53343-13Рег.№36697-12
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
3, 4, 8, 10, 11.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Метрологические характеристики
Номер ИК Границы основнойГраницы погрешности в
погрешности, (±δ) % рабочих условиях, (±δ) %
Активная ± 0,8 ± 0,9
реактивная ± 1,8 ± 1,9
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р=0,95.
165000
2
70000
24
35000
2
113
10
45
5
Значение
5
от 98 до 102
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25
от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5
инд
до
0,8
емк
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от -40 до +60
от -10 до +40
trial 1
5
Тблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
‒ напряжение, % от U
ном
‒ ток, % от I
ном
‒ коэффициент мощности, cosφ
‒ частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
‒ напряжение, % от Uном
‒ ток, % от Iном
‒ коэффициент мощности, cosφ
‒ 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
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
сервер:
‒ среднее время наработки на отказ, ч, не менее
‒ среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации:
счетчики:
‒ тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее
‒ при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
‒ суточныеданныеотридцатиминутныхприращениях
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее
‒ при отключении питания, лет, не менее
сервер:
‒ хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с
3,5
±5
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного
питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники оптового и розничного рынка электроэнергии с
помощью электронной почты и сотовой связи.
ЗНГ-УЭТМ®
12
СЭТ-4ТМ.03М
5
Методика поверки
1
6
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика;
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- в журнале событий УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита 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 средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
Обозначение
ТОГФ-110
ТВГ-УЭТМ®
Количество, шт.
12
3
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока встроенные
Трансформаторы напряжения
антирезонансные элегазовые
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Контроллеры сетевые индустриальные
Устройства синхронизации времени
Программное обеспечение
2
1
1
Формуляр
1
Руководство по эксплуатации
СИКОН С70
УСВ-2
Пирамида 2.0
АИС НКС-Б 16.05.01
МП. Изменения №1
ПФ.359116.04.2019
РЭ.359116.04.2019
1
Поверка
осуществляется по документу АИС НКС-Б 16.05.00 МП. Изменения №1 «Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии
ОАО «Сетевая компания» НкЭС ПС 220 кВ Бегишево. Методика поверки» утвержденному
ФБУ «ЦСМ Татарстани» «22» ноября 2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ- по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
7
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03М по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики
электрической энергии многофункциональные, СЭТ-4ТМ.03М. Приложение. Методика
поверки», утвержденным ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007г.;
- УСПД по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные
СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ФГУП ВНИИМС в 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), (регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде № 27008-04);
Допускаетсяприменениеаналогичныхсредствповерки,обеспечивающих
определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая
компания» НкЭС ПС 220 кВ Бегишево
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
Изготовитель
Филиал ОАО «Сетевая компания» Нижнекамские электрические сети
(Филиал ОАО «Сетевая компания» НкЭС)
ИНН 1655049111
Адрес: 423570, Республика Татарстан, г. Нижнекамск, ул. Ахтубинская, 14.
Телефон (факс): (8555) 32-23-59, (8555) 41-97-27
Испытательный центр
ФБУ «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии
и испытаний в Республике Татарстан» (ФБУ «ЦСМ Татарстан»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д.24
Телефон (факс): (843) 291-08-33
Е-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «ЦСМ Татарстан» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310659 выдан 13.05.2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.