Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Читаэнергосбыт" 2 очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 87407-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Читаэнергосбыт", г.Чита |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Читаэнергосбыт» 2 очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 87407-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Читаэнергосбыт" 2 очередь |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 001 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Читаэнергосбыт" (АО "Читаэнергосбыт"), г. Чита
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 87407-22: Описание типа СИ | Скачать | 133.4 КБ | |
| 87407-22: Методика поверки | Скачать | 12.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Читаэнергосбыт» 2 очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
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), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», сервер филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» с ПО «Пирамида-Сети», устройства синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи 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 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК № 1 цифровой сигнал с выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго».
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на соответствующее УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, её накопление и передача накопленных данных на сервер филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На сервере филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» и сервере филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
От серверов один раз в сутки в автоматическом режиме информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на АРМ 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго», часы сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» и УСВ. УСВ обеспечивают передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» с часами соответствующего УСВ осуществляется каждые 30 мин, корректировка часов сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» производится при расхождении с часами соответствующего УСВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» с часами соответствующего УСВ осуществляется с установленным интервалом проверки текущего времени, корректировка часов сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» производится при расхождении с часами соответствующего УСВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчика (для ИК № 1) с часами сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» более ±2 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» осуществляется во время сеанса связи с УСПД раз в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» более ±3 с.
Сравнение показаний часов счетчиков (для остальных ИК) с часами соответствующего УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком раз в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами соответствующего УСПД более ±3 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов 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. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ АО «Читаэнергосбыт» 2 очередь наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне АРМ, типографским способом. Дополнительно заводской номер 001 указывается в паспорте-формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Пирамида-Сети».
ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
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 указана в таблице 2. Уровень защиты ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» | |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Пирамида-Сети»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||||||||
|
Идентификационное наименование ПО |
Binary Pack Con-trols.dll |
Check Data Integ-rity.dll |
Coml ECFunc-tions.dll |
ComMod-busFunc-tions.dll |
Com StdFunc-tions.dll |
DateTime-Pro-cessing.dll |
Safe Values DataUp-date.dll |
Simple Verify Data Sta-tuses.dll |
Summary Check CRC.dll |
Values DataProce ssing.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8.0 | |||||||||
|
Цифровой идентификатор ПО |
EB1984E 0072ACF E1C7972 69B9DB1 5476 |
E021CF9 C974DD 7EA9121 9B4D47 54D5C7 |
BE77C56 55C4F19F 89A1B412 63A16CE 27 |
AB65EF4 B617E4F7 86CD87B 4A560FC 917 |
EC9A864 71F3713E 60C1DA D056CD6 E373 |
D1C26A2 F55C7FEC FF5CAF8 B1C056F A4D |
B6740D 3419A3 BC1A42 763860B B6FC8A B |
61C1445B B04C7F9 BB4244D 4A085C6 A39 |
EFCC55 E91291D A6F8059 79323644 30D5 |
013E6FE 1081A4C F0C2DE9 5F1BB6E E645 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
1 |
ПС 110 кВ Беклемишево, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, яч.2, ВЛ-110 кВ СБ-123 (ПС 110 кВ СосновоОзерская - ПС 110 кВ Беклемишево) |
ТОГФ-110 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 44640-11 Фазы: А, В, С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/ 100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А, В, С |
A1802RALQ-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
_ |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
HP Proliant DL 380 G5 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
2,9 4,5 |
|
2 |
ПС 35 кВ Телемба, РУ-35 кВ, СШ 35 кВ, Ввод 35 кВ Т-1 |
ТВИ-35 Кл.т. 0,5S 200/1 Рег. № 37159-08 Фазы: А, С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС |
A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
СТВ-01 Рег. № 49933-12 |
VMWare |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 6,4 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
3 |
ПС 35 кВ Телемба, РУ-35 кВ, СШ 35 кВ, Ввод 35 кВ Т-2 |
ТВИ-35 Кл.т. 0,5S 200/1 Рег. № 37159-08 Фазы: А, С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС |
A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 6,4 | ||
|
4 |
ПС 110 кВ Никольская, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.3, ВЛ-10 кВ ф.Н-З Харауз |
ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А, С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-13 Фазы: АВС |
A1802RL-P4GB-W-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
СТВ-01 Рег. № 49933-12 |
VMWare |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
|
5 |
ТП-349-31 ВЧТ 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А, В, С |
- |
МИР C-07.05S-230-5(10)-RR-S2T2HQ-D Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 61678-15 |
МИР МК Рег. № 73640-18 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов времени UTC(SU) |
компонентов АИ |
ИС КУЭ в |
рабочих условиях относительно шкалы |
±5 с | ||||||
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 2, 3 для силы тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для силы тока 5 % от 1нОМ; cos9 = 0,8инд.
4. 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. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
5 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном для ИК №№ 2, 3 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 95 до 105 от 1 до 120 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном для ИК №№ 2, 3 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +5 до +35 от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа А1800: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа МИР С-07: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД типа RTU-325L: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД типа МИР МК среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УССВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для СТВ-01: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для серверов: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч |
120000 2 290000 2 100000 24 290000 1 74500 2 100000 2 70000 1 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков типа А1800: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для счетчиков типа МИР С-07: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для УСПД типа RTU-325L: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для УСПД типа МИР МК: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для серверов: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
180 10 290 10 45 5 90 10 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
3 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТВИ-35 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
4 |
|
Счетчики электрической энергии |
МИР С-07 |
1 |
|
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные |
СТВ-01 |
1 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325L |
2 |
|
Модемы-коммуникаторы |
МИР МК |
1 |
|
Сервер филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго» |
HP Proliant DL 380 G5 |
1 |
|
Сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» |
VMWare |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЧЭС.753606.247.ПФ |
1 |
|
Методика поверки |
_ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Читаэнергосбыт» 2 очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Смотрите также
