Номер по Госреестру СИ: 82941-21
82941-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ПАО "Россети Сибирь" - "Читаэнерго"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа ЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование модуля ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО |
12.1 |
Цифровой идентификатор модуля ПО |
3Е736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго». МВИ 26.51.43/50/21, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала
ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»(ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)
ИНН 7714348389
Адрес: 125040, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д. 2, кор. 12, этаж 2, пом II, ком 9 Телефон: 8 (495) 230-02-86
E-mail: info@energometrologia.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области»(ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134 Телефон: 8 (846) 336-08-27
Факс: 8 (846) 336-15-54
E-mail: referent@samaragost.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) HP Proliant ML-350R, устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика:
-
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
-
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и передача измерительной информации. ИВК АИИС КУЭ с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК и ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации системного времени типа УССВ-2, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
ИВК АИИС КУЭ, периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УССВ-2 и при расхождении ±1 с и более, ИВК АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ-2.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени ИВК осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 минут). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени ИВК равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика электрической энергии, ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в формуляре (ФО 26.51.43/50/21) АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТОГФ-110 |
3 |
ТФНД-110М |
4 | |
ТФЗМ 110Б |
1 | |
ТФЗМ 110Б-1У |
4 | |
ТФМ-110-II |
6 | |
ТФНД-35М |
3 | |
Трансформатор напряжения |
3HOM-35-65 |
3 |
НКФ-110-57 У1 |
9 | |
НКФ-110-83 |
6 | |
Счетчик электрической энергии |
A1802RALQ-P4G-DW-4 |
4 |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 | |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
2 | |
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
Сервер ИВК |
HP Proliant ML-350R |
1 |
Документация | ||
Методика поверки |
МП 26.51.43/50/21 |
1 |
Формуляр |
ФО 26.51.43/50/21 |
1 |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВК | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ПС 110 кВ "Беклемишево", ОРУ-110 кВ, 1 сек. 110 кВ, ВЛ- 110-СБ-123 |
ТОГФ-110 300/5, КТ 0,5 Рег. № 44640-11 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
A1802RALQ- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
УССВ-2, рег. № 54074-13 / HP Proliant ML-350R |
2 |
ПС 110 кВ "Кличка", ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 26 |
ТФЗМ 110Б-1У 600/5, КТ 0,5 Рег. № 26422-04 ТФНД-110М 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
3 |
ПС 110 кВ "Кличка", ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 27 |
ТФЗМ 110Б-1У 600/5, КТ 0,5 Рег. № 26422-04 ТФНД-110М 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
4 |
ПС 35 кВ "Верх- Чита", ОРУ-35 кВ, 1 сек. 35 кВ, ВЛ-35-ВЧТ-396 |
ТФНД-35М 50/5, КТ 0,5 Рег. № 3689-73 |
3HOM-35-65 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
5 |
ПС 110 кВ "Турга", ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 64 |
ТФМ-110-II 1200/5, КТ 0,5 Рег. № 53622-13 |
НКФ-110-83 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 |
A1802RALQ- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
6 |
ПС 110 кВ "Турга", ОРУ-110 кВ, ВЛ-11065 |
ТФМ-110-II 1200/5, КТ 0,5 Рег. № 53622-13 |
НКФ-110-83 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 |
A1802RALQ- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
7 |
ПС 110 кВ "Турга" ОВ-110 |
ТФЗМ 110Б-1У 1200/5, КТ 0,5S Рег. № 26422-06 |
НКФ-110-83 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 |
A1802RALQ- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
Примечания:
-
1. 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.
-
2. Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
-
3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
-
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
1, 4-6 |
Активная |
1,2 |
2,9 |
Реактивная |
1,8 |
4,5 | |
2, 3 |
Активная |
1,3 |
3,2 |
Реактивная |
2,0 |
5,2 | |
7 |
Активная |
1,2 |
1,7 |
Реактивная |
1,8 |
2,7 | |
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC |
5 | ||
(SU), (±) с | |||
Примечания: | |||
| |||
соответствующие вероятности Р = 0,95. | |||
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков | |||
от +5 до +35°С |
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
7 |
Нормальные условия | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности |
0,8 |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +21 до +25 |
- частота, Гц |
50 |
П Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от Ыном |
от 90 до 110 |
- ток, % от Ьом |
от 1 до 120 |
- коэффициент мощности cos9 (sm9) |
от 0,5 инд. до 1 емк |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +50 |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +5 до + 35 |
- температура окружающей среды для сервера ИВК, °С |
от +10 до + 30 |
- атмосферное давление, кПа |
от 80,0 до 106,7 |
- относительная влажность, %, не более |
98 |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее СЭТ-4ТМ.03М |
220000 |
Альфа А1800 |
120000 |
УССВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
74500 |
Сервер ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.03М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут |
114 |
Альфа А1800 - графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут, сут, не менее |
576 |
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- в журнале событий счетчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера ИВК;
- защита на программном уровне:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на сервере ИВК.