Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГлавЭнергоСбыт" (ОАО "СУЭК-Кузбасс")
| Номер в ГРСИ РФ: | 88774-23 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г лавЭнергоСбыт» (ОАО «СУЭК-Кузбасс») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения 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 | 88774-23 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГлавЭнергоСбыт" (ОАО "СУЭК-Кузбасс") |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 820.3 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
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 | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 88774-23: Описание типа СИ | Скачать | 119.1 КБ | |
| 88774-23: Методика поверки | Скачать | 9.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГлавЭнергоСбыт» (ОАО «СУЭК-Кузбасс») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения 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 распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, и нарастающим итогом на начало расчетного периода, средне интервальной мощности;
- формирование данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- обработку, формирование и передачу результатов измерений в XML-формате по электронной почте КО и внешним организациям с электронной подписью;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включает в себя устройства сбора и передачи данных МИР УСПД-01 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, технические средства обеспечения электропитания.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), устройство синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-02 (далее - УССВ), сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) ПК «УЧЁТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» и технические средства обеспечения электропитания.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика. 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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер АИИС КУЭ), так же позволяет получить информацию по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов и передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию, получаемую посредством интеграции и/или в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ, в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet от АИИС КУЭ зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК (уровень счетчиков), ИВКЭ и ИВК (сервера БД).
СОЕВ включает в себя УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС), встроенные часы сервера БД АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков.
Коррекция времени сервера БД АИИС КУЭ производится от УССВ. Коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера БД АИИС КУЭ и УССВ. Коррекция времени УСПД производится от сервера БД АИИС КУЭ. Коррекция времени УСПД происходит при расхождении с временем сервера БД АИИС КУЭ более, чем на ±1 с. Коррекция времени счетчиков производится от УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с временем УСПД более, чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий УСПД и сервера отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ 820.3) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером БД в составе уровня ИВК.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «УЧЁТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» версии 2.5, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «УЧЁТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «УЧЁТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Программный комплекс УЧЁТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ EnergyRes.msi |
Программа ПУЛЬТ ЧТЕНИЯ ДАННЫХ MirReaderSetup.msi |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.5 |
2.0.9.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
55a532c7e6a3c30405d702554617f 7bc |
6dcfa7d8a621420f8a52b8417b5f7b bc |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
MD5 |
ПО ПК «УЧЁТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/ УССВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 35 кВ ш. Полысаевская (ПС-12), ввод 35 кВ Т1 |
ТОЛ-СЭЩ Кл.т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-НТЗ-IV Кл.т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 78303-20 |
МИР C-03.05T Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58324-14 |
МИР УСПД-01 Рег. № 2742008 / МИР РЧ-02 Рег. № 4665622 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 |
|
2 |
ПС 35 кВ ш. Полысаевская (ПС-12), ввод 35 кВ Т2 |
ТОЛ-СЭЩ Кл.т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-НТЗ-IV Кл.т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 78303-20 |
МИР C-03.05T Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58324-14 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 | |
|
3 |
ПС 35 кВ Заинская (ПС39), ОРУ-35 кВ, 1 секция 35 кВ, ВЛ-35 кВ Заречная-Никитинская-1 |
ТЛК-СТ-35 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 58720-14 |
ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III Кл.т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 57878-14 |
МИР C-03.05T Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58324-14 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
4 |
ПС 35 кВ Заинская (ПС-39), ОРУ-35 кВ, 2 секция 35 кВ, ВЛ-35 кВ Заречная-Никитинская-2 |
ТЛК-СТ-35 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 58720-14 |
ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III Кл.т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 67628-17 ЗНОЛ.4-35 Кл.т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
МИР C-03.05T Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58324-14 |
МИР УСПД-01 Рег. № 2742008 / МИР РЧ-02 Рег. № 46656-22 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК № 1-4 от минус 40 до плюс 60 °C. 4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик. 6 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичное утвержденного типа. 7 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 9 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
4 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от Uhom |
от 99 до 101 |
|
- ток, % От Ihom |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, ОС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
- напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
От 0,5 инд дО 0,8 емк |
|
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС |
от +10 до +30 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, ОС |
от -40 до +55 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УССВ, ОС |
от -40 до +70 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
290000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
82500 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УССВ: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не |
128 |
|
менее | |
|
- сохранение информации при отключении питания, год, не менее |
10 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
|
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за |
45 |
|
месяц по каждому каналу, сут, не менее | |
|
- сохранение информации при отключении питания, год, не менее |
10 |
|
Сервер: | |
|
- хранение результатов измерений и информации состояний средств |
3,5 |
|
измерений, год, не менее |
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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована)
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ-35 |
6 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные наружной установки |
НАЛИ-НТЗ-IV |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III |
5 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛ.4-35 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные электронные |
МИР С-03.05Т |
4 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
МИР УСПД-01 |
2 |
|
Радиочасы |
МИР РЧ-02 |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПК «УЧЁТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.820.3 ПФ |
1 |
Сведения о методах измерений
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГлавЭнергоСбыт» (ОАО «СУЭК-Кузбасс»), аттестованном ООО «МЦМО», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц Росаккредитации 01.00324-2011.
Нормативные документы
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».
Смотрите также
