Номер по Госреестру СИ: 87407-22
87407-22 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Читаэнергосбыт" 2 очередь
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Пирамида-Сети».
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
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 «АльфаЦЕН |
[ТР» |
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»
Ид ентиф икацион-ные данные (признаки) | ||||
Ид ентиф икацион-ное наименование ПО |
Binary Pack Controls.dll |
Check Data Integrity, dll |
Coml ECFunc-tions.dll |
ComMod-busFunc-tions.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | ||||
Цифровой идентификатор ПО |
EB1984E 0072ACF E1C7972 69B9DB1 5476 |
E021CF9 C974DD 7EA9121 9B4D47 54D5C7 |
BE77C56 55C4F19F 89A1B412 63A16CE 27 |
AB65EF4 B617E4F7 86CD87B 4A560FC 917 |
Значение | |||||
Сот StdFunc-tions.dll |
DateTime-Рго-cessing.dll |
Safe Values DataUp-date.dll |
Simple Verify Data Statuses.dll |
Summary Check CRC.dll |
Values DataProce ssing.dll |
не ниже 8.0 | |||||
ЕС9А864 |
D1C26A2 |
B6740D 3419A3 ВС1А42 763860В B6FC8A В |
61C1445B |
EFCC55 |
013E6FE |
71F3713E |
F55C7FEC |
B04C7F9 |
E91291D |
1081A4C | |
60C1DA |
FF5CAF8 |
BB4244D |
A6F8059 |
F0C2DE9 | |
D056CD6 |
B1C056F |
4A085C6 |
79323644 |
5F1BB6E | |
Е373 |
A4D |
A3 9 |
30D5 |
E645 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены 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 и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
ПравообладательАкционерное общество «Читаэнергосбыт» (АО «Читаэнергосбыт»)
ИНН 7536066430
Адрес: 672039, г. Чита, ул. Бабушкина, д. 38
Телефон: (3022) 23-33-99
Факс: (3022) 23-33-98
Web-сайт: e-sbyt.ru
E-mail: delo@e-sbyt.ru
Изготовитель
Акционерное общество «Читаэнергосбыт» (АО «Читаэнергосбыт»)ИНН 7536066430
Адрес: 672039, г. Чита, ул. Бабушкина, д. 38
Телефон: (3022) 23-33-99
Факс: (3022) 23-33-98
Web-сайт: e-sbyt.ru
E-mail: delo@e-sbyt.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)ИНН 9731056291
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Правообладатель
Акционерное общество «Читаэнергосбыт» (АО «Читаэнергосбыт»)ИНН 7536066430
Адрес: 672039, г. Чита, ул. Бабушкина, д. 38
Телефон: (3022) 23-33-99
Факс: (3022) 23-33-98
Web-сайт: e-sbyt.ru
E-mail: delo@e-sbyt.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую 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 (ИВК), включающий в себя сервер филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР» и 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 сервер филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго».
На серверах филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» и 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 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 сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго», часы сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» и УСВ. УСВ обеспечивает 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 счетчиков 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 счетчиков с часами сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком раз в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» более ±3 с.
Журналы событий счетчиков 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. Заводской номер 001, указывается в паспорте-формуляре.
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. |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
3 |
Трансформаторы тока измерительные |
ТВИ-35 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ-10 |
2 |
Продолжение таблицы 5
1 |
2 |
3 |
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 |
У стройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
Комплексы измерительно-вычислительные |
СТВ-01 |
1 |
Сервер филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго» |
HP Proliant ML 350R |
1 |
Сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» |
HP Proliant ML 350 |
1 |
Паспорт-формуляр |
ЧЭС.753606.247.ПФ |
1 |
Методика поверки |
— |
1 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 3 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
TH |
Счетчик |
УСВ |
Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
ПС 110 кВ Беклемишево, ОРУ-ИОкВ, 1 СШ 110 кВ, яч.2, ВЛ-110 кВ СБ-123 (ПС 110 кВ Сосново-Озерская - ПС 110 кВ Беклемишево) |
ТОГФ-ИО Кл.т. 0,5 300/5 Per. №44640-11 Фазы: А, В, С |
НАМИ-110УХЛ1 Кл.т. 0,5 1 ЮООО/х/З/ЮО/х/З Per. №24218-08 Фазы: А, В, С |
A1802RALQ-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 |
УССВ-2 Per. № 54074-13 |
HP Proliant ML350R |
Активная Реактивная |
1Д 2,3 |
3,0 4,6 |
2 |
ПС 35 кВ Те-лемба, РУ-35 кВ, СШ35 кВ, Ввод 35 кВ Т-1 |
ТВИ-35 Кл.т. 0,5S 200/1 Per. №37159-08 Фазы: А, С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Per. № 19813-05 Фазы: АВС |
A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 31857-06 |
СТВ-01 Per. № 49933-12 |
HP Proliant ML 350 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
|
3 |
ПС 35 кВ Те-лемба, РУ-35 кВ, СШ35 кВ, Ввод 35 кВ Т-2 |
ТВИ-35 Кл.т. 0,5S 200/1 Per. №37159-08 Фазы: А, С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Per. № 19813-05 Фазы: АВС |
A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
|
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
4 |
ПС 110 кВ Никольская, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.З, ВЛ-10 кВ ф.Н-3 Харауз |
ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 58720-14 Фазы: А, С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Per. № 16687-13 Фазы: АВС |
A1802RL-P4GB-W-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 |
CTB-01 Per. № 49933-12 |
HP Proliant ML 350 |
Активная Реактивная |
1Д 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 УЗ Кл.т. 0,5 400/5 Per. №71031-18 Фазы: А, В, С |
- |
МИР C-07.05S-230-5(10)-RP-Q- D Кл.т. 0,5S/l,0 Per. №61678-15 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АПИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) |
±5 с |
Примечания:
-
1. В качестве характеристик погрешности ПК установлены границы допускаемой относительной погрешности ПК при доверительной вероятности, равной 0,95.
-
2. Характеристики погрешности ПК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
-
3. Погрешность в рабочих условиях указана для ПК №№ 2, 3 для тока 2 % от 1НОм, для остальных ПК - для тока 5 % от 1НоМ; coscp = 0,8инд.
-
4. Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АПИС 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 АПИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество ИК |
5 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
напряжение, % от Uном |
от 95 до 105 |
ток, % от 1ном | |
для ИК №№ 2, 3 |
от 1 до 120 |
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
ток, % от 1ном | |
для ИК №№ 2, 3 |
от 1 до 120 |
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от +5 до +35 |
температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С |
от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа А1800: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа МИР С-07: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
290000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УССВ: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
74500 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для СТВ-01: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для серверов: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: для счетчиков типа А1800: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
180 |
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
для счетчиков типа МИР С-07: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
290 |
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
для серверов: хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 в счетчиках.
-
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере; 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;
сервера.
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (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).