| Номер в госреестре | 97944-26 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» |
| Изготовитель | Публичное акционерное общество «Россети Сибирь» |
| Год регистрации | 2026 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя ТН, ТТ, счетчики, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя Сервер сбора данных, Сервер управления, NTP-сервер, АРМ, устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Сервер сбора данных, с периодичностью не реже одного раза в сутки, опрашивает счетчики и считывает 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
От сервера измерительная информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ оператору АИИС КУЭ по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы серверов и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов NTP сервера с часами УССВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов NTP-сервера производится при наличии расхождении времени NTP-сервера и УССВ.
Сравнение показаний часов сервера управления с часами NTP-сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера управления производится при наличии расхождении времени сервера управления и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера сбора данных с часами сервера управления осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера сбора данных производится при наличии расхождении времени сервера сбора данных и сервера управления.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера сбора данных осуществляется во время каждого сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении времени счетчиков и сервера на величину более чем ±2 с.
Цикличность сравнения времени корректируемого и корректирующего компонентов, а также величина порога синхронизации времени являются программируемыми параметрами.
Журналы событий счетчиков, сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер - 7500, указывается в формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на тыльной стороне сервера БД уровня ИВК типографическим способом.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида-Сети».
ПО «Пирамида-Сети» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида-Сети».
Метрологически значимая часть ПО «Пирамида-Сети» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | «Пирамида-Сети» |
| Идентификационное наименование ПО | BinaryPackControls.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 10.10 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
| Идентификационное наименование ПО | CheckDataIntegrity.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 10.10 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 |
| Идентификационное наименование ПО | ComIECFunctions.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 10.10 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
| Идентификационное наименование ПО | ComModbusFunctions.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 10.10 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 |
| Идентификационное наименование ПО | ComStdFunctions.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 10.10 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
| Идентификационное наименование ПО | DateTimeProcessing.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 10.10 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
| Идентификационное наименование ПО | SafeV aluesDataUpdate.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 10.10 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
| Идентификационное наименование ПО | SimpleV erifyDataStatuses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 10.10 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
| Идентификационное наименование ПО | SummaryCheckCRC .dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 10.10 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
| Идентификационное наименование ПО | ValuesDataProcessing.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 10.10 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав ИК АИ | ИС КУЭ | ||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ "Беклемишево", ОРУ-110 кВ, ВЛ-110-СБ-123 | ТОГФ-110 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 44640-11 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 14205-94; НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 24218-08 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | Сервер сбора данных; Сервер управления; NTP-сервер; СТВ-01, рег. № 86603-22 |
| 2 | ПС 110 кВ "Кличка", ОРУ-110 кВ, ВЛ-110-26 | ТФЗМ иоб-iv кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 26422-04; ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 3 | ПС 110 кВ "Кличка", ОРУ-110 кВ, ВЛ-110-27 | ТФЗМ иоб-iv кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 26422-04; ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 4 | ПС 110 кВ "Турга", ОРУ-110 кВ, ВЛ-110-64 | ТФМ-110 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 рег. № 16023-97 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 1188-84 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
| 5 | ПС 110 кВ "Турга", ОРУ-110 кВ, ВЛ-110-65 | ТФМ-110 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 рег. № 16023-97 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 1188-84 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | ПС 110 кВ "Турга" ОВ-110 | ТФЗМ ИОБ-IV кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 рег. № 26422-06 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | Сервер сбора данных; Сервер управления; NTP-сервер, СТВ-01, рег. № 86603-22 |
| Примечания: 1. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная. | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cosф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм^ 20 % | I20 %<Iизм<I100% | I100 %<Iизм<I120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 4-6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,6 | 1,2 | |
| 0,5 | - | 5,4 | 2,9 | 2,2 | |
| 2-3 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,2 | 1,0 |
| 0,8 | - | 2,9 | 1,7 | 1,3 | |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 | |
| Номер ИК | ео8ф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I Изм<! 20 % | I20 %<Iизм<I100% | I100 %<Iизм<I120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 4-6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,4 | 2,4 | 1,8 |
| 0,5 | - | 2,6 | 1,5 | 1,2 | |
| 2-3 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,6 | 2,6 | 2,1 |
| 0,5 | - | 2,7 | 1,8 | 1,5 | |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИК | ео8ф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм<! 20 % | I20 %<Iизм<I100% | I100 %<Iизм<I120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 4-6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,9 | 1,2 | 1,0 |
| 0,8 | - | 2,9 | 1,7 | 1,4 | |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 | |
| 2-3 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 2,2 | 1,7 | 1,6 |
| 0,8 | - | 3,2 | 2,1 | 1,8 | |
| 0,5 | - | 5,7 | 3,3 | 2,6 | |
| Номер ИК | cosip | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм<! 20 % | I20 %<Iизм<I100% | I100 %<Iизм<I120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 4-6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,5 | 2,5 | 2,0 |
| 0,5 | - | 2,7 | 1,6 | 1,4 | |
| 2-3 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 5,5 | 4,0 | 3,7 |
| 0,5 | - | 4,0 | 3,4 | 3,3 | |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC
Примечани е:
1 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии | от 99 до 101 от 5 до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom | от 90 до 110 |
| - ток, % От Ihom | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности, не менее | 0,5 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН | от -45 до +40 |
| - для счетчиков | от +10 до +30 |
| - для серверов, УССВ ИВК | от +18 до +24 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М: - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УССВ ИВК Сервер точного времени СТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 100000 |
| Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты;
- в журналах событий счетчиков фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;
- испытательной коробки.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока измерительный | ТФНД-110М | 4 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-110 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-1У | 2 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-1У | 3 |
| Трансформатор тока | ТФМ-110 | 6 |
| Трансформатор напряжения антирезонансный | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 У1 | 9 |
| Трансформатор напряжения | НКФ110-83У1 | 6 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 4 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Сервер сбора данных | - | 1 |
| Сервер управления | - | 1 |
| NTP-сервер | - | 1 |
| Сервер точного времени | СТВ-01 | 1 |
| Формуляр | ФО 26.51.43/50/25 | 1 экз. |
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго», аттестованном ООО «ЭнерТест», регистрационный номер RA.RU.314746 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 N 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 6.12; п. 6.13);
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов
на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
