|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Читаэнергосбыт" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО "Читаэнергосбыт", г.Чита |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 246 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Читаэнергосбыт» (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.
|
| 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) и 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 «МРСК Сибири» – «Читаэнерго» и сервер филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место АО «Читаэнергосбыт» (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Для ИК № 1 сигнал от УСПД по каналу связи сети Ethernet поступает в локальную вычислительную сеть (ЛВС), далее – на сервер филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго».
Для ИК №№ 2-4 сигнал от УСПД по каналу связи сети Ethernet поступает в ЛВС, далее – на сервер филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго».
На сервере филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго» и сервере филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго» выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
От сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго» и сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго» один раз в сутки в автоматическом режиме информация в виде xml-файлов формата 80020 передается на АРМ по каналу связи сети Internet (основной канал).
При отказе основного канала связи передача информации от сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго» и сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго» выполняется по резервному каналу связи – телефонной сети общего пользования (ТСОП).
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» Забайкальское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго» и часы сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго». СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP – NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго» и часов сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго» с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго» осуществляется каждый час, корректировка часов сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±0,5 с. Контроль показаний времени часов сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго» осуществляется каждый час, корректировка часов сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±0,5 с.
Для ИК № 1 сравнение показаний часов УСПД с часами сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго» на величину более ±2 с.
Для остальных ИК сравнение показаний часов УСПД с часами сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго» на величину более ±0,5 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблицах 1а и 1б.
Таблица 1а – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07.07 | | Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 1б – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07.05 | | Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электрической энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 1 | ПС 110 кВ Беклемишево, 1 СШ 110 кВ, яч.2, ВЛ-110 кВ СБ-123 | ТОГФ-110
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 44640-11
Фазы: А, В, С | НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Фазы: А, В, С | А1802RАLQ-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | Сервер филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго» | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,6 | | 2 | ПС 35 кВ Телемба, Ввод 35 кВ 1Т | 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 | А1805RL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | HP Proliant ML 350 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
6,4 | | 3 | ПС 35 кВ Телемба, Ввод 35 кВ 2Т | 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 | А1805RL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06 |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 4 | ПС 110 кВ Никольская, 1 СШ 10 кВ, яч.5, Ф. № ФН-З | ТЛК-СТ-10
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 58720-14
Фазы: А, С | ЗНОЛ.06-10У3
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 3344-04
Фазы: А, В, С | A1802RL-P4GB-W-3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | HP Proliant ML 350 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,6 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
Примечания:
В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 2, 3 указана для тока 2 % от Iном, для остальных ИК – для тока 5 % от Iном cos( = 0,8инд.
ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83.
Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа, 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 3 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество ИК | 4 | | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 2, 3
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
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 Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 2, 3
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для 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:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСПД:
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
100000
24
70000
1 | | Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для УСПД:
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 | 172
10
45
5
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания серверов 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.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
серверов.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
серверов.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
серверах (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).
|
| Комплектность | В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ 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 | ТОГФ-110 | 3 | | Трансформаторы тока измерительные | ТВИ-35 | 4 | | Трансформаторы тока | ТЛК-СТ-10 | 2 | | Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 | | Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 | | Трансформаторы напряжения измерительные | ЗНОЛ.06-10У3 | 3 |
| Продолжение таблицы 4 | | 1 | 2 | 3 | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 4 | | Устройства сбора и передачи данных | RTU-325L | 3 | | Сервер филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго» | Сервер, совместимый с платформой х86 | 1 | | Сервер филиала ПАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго» | HP Proliant ML 350 | 1 | | Автоматизированное рабочее место АО «Читаэнергосбыт» | − | 1 | | Методика поверки | МП ЭПР-092-2018 | 1 | | Паспорт-формуляр | ЧЭС.753606.246.ПФ | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП ЭПР-092-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Читаэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 13.07.2018 г.
Основные средства поверки:
средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13);
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Читаэнергосбыт»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Акционерное общество «Читаэнергосбыт» (АО «Читаэнергосбыт»)
ИНН 7536066430
Адрес: 672039, г. Чита, ул. Бабушкина, д. 38
Телефон: +7 (3022) 23-33-99
Факс: +7 (3022) 23-33-98
Web-сайт: e-sbyt.ru
E-mail: delo@e-sbyt.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57
Телефон: +7 (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
| |
