Номер по Госреестру СИ: 68177-17
68177-17 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ" вторая очередь
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» вторая очередь (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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». 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 таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
Идентификационное наименование ПО |
«АльфаЦЕНТР АРМ» |
«АльфаЦЕНТР СУБД «Oracle» |
«Альф аЦЕНТР Коммуникатор» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 4 |
не ниже 9 |
не ниже 3 |
Цифровой идентификатор ПО |
a65bae8d7150931f |
bb640e93f359bab1 |
3ef7fb23cfl60f56 |
811cfbc6e4c7189d |
5a02979e24d5ed48 |
602lbf19264ca8d6 | |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» вторая очередь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП ЭПР-011-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» вторая очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 15.05.2017 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП
«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС » в 2011 г., и документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденным в 2012 г.;
- УСПД RTU-327 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
41907-09) - в соответствии с документом ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УСПД RTU-327 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
19495-03) - в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы
со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- 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).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергосистемы» (ООО «Энергосистемы») ИНН 3328498209
Адрес: 600022, г. Владимир, а/я 11
Юридический адрес: 600035, г. Владимир, ул. Куйбышева, д.16, офис 411
Телефон (факс): (4922) 60-23-22
Web-сайт: www.ensys.su
E-mail: post@ensys.su
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: (929) 935-90-11
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012, 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) RTU-327, устройства синхронизации системного времени (УССВ) и каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и баз данных (сервер сбора и БД), расположенный в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) Красноярской ЖД филиала ОАО «РЖД»; сервер, расположенный в ЦСОИ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ»; программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы соответствующего GSM-модема и далее по каналам связи стандарта GSM - на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер сбора и БД по каналу связи сети Ethernet, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. На сервере сбора и БД осуществляется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера сбора и БД информация в виде xml-макетов формата 80020 передаётся на сервер ЦСОИ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» по каналу связи сети Internet.
Передача информации от сервера ЦСОИ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиалы АО «СО ЕЭС» 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 для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени УССВ, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемников.
Сравнение часов УСПД с соответствующим УССВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД с соответствующим УССВ на величину более ±1 с.
Сравнение часов сервера сбора и БД с УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов сервера сбора и БД производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±1 с. Предусмотрена возможность настройки синхронизации часов сервера сбора и БД от любого УСПД, входящего в состав АИИС КУЭ.
Сравнение часов счетчиков с часами соответствующего УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более ±1 с. Передача информации от счетчика до УСПД, от УСПД до сервера сбора и БД реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика, УСПД и сервера сбора и БД отражаются в соответствующих журналах событий.
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 |
Трансформаторы тока |
ТГФ-110 |
27 шт. |
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
24 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
9 шт. |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 шт. |
Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии |
RTU-327 |
1 шт. |
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ |
2 шт. |
Сервер сбора и БД |
Intel |
1 шт. |
Сервер ЦСОИ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» |
Intel |
1 шт. |
Методика поверки |
МП ЭПР-011-2017 |
1 экз. |
Паспорт-формуляр |
ЭНСТ 101.00.000 ФО |
1 экз. |
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС Критово-тяговая ВЛ 110кВ С-25 |
ТГФ-110 Кл.т. 0,2S 400/1 Рег. № 58287-14 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
|
2 |
ПС Критово-тяговая ВЛ 110кВ С-26 |
ТГФ-110 Кл.т. 0,2S 400/1 Рег. № 58287-14 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
|
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТГФ-110 |
НАМИ-110 УХЛ1 |
A1802RALQ-P4GB- |
RTU-327 |
Актив- | ||||
ПС Черноречен- |
Кл.т. 0,2S |
Кл.т. 0,2 |
DW-4 |
ная |
0,6 |
1,5 | ||
3 |
ская-тяга |
200/1 |
110000/^3/100/^3 |
Kn.T.0,2S/0,5 |
Рег. № 41907-09 | |||
Ввод 1 Т 110кВ |
Реактив- |
1,1 |
2,5 | |||||
Рег. № 58287-14 |
Рег. № 24218-13 |
Рег. № 31857-11 |
ная | |||||
ТГФ-110 |
НАМИ-110 УХЛ1 |
A1802RALQ-P4GB- |
RTU-327 |
Актив- | ||||
ПС Черноречен- |
Кл.т. 0,2S |
Кл.т. 0,2 |
DW-4 |
ная |
0,6 |
1,5 | ||
4 |
ская-тяга |
200/1 |
110000/^3/100/^3 |
Кл.т. 0,2S/0,5 |
Рег. № 41907-09 | |||
Ввод 2Т 110кВ |
Реактив- |
1,1 |
2,5 | |||||
Рег. № 58287-14 |
Рег. № 24218-13 |
Рег. № 31857-11 |
ная | |||||
ТГФ-110 |
НАМИ-110 УХЛ1 |
A1802RALQ-P4GB- |
RTU-327 |
Актив- | ||||
ПС Черноречен- |
Кл.т. 0,2S |
Кл.т. 0,2 |
DW-4 |
ная |
0,6 |
1,5 | ||
5 |
ская-тяга |
200/1 |
110000/^3/100/^3 |
Кл.т. 0,2S/0,5 |
Рег. № 41907-09 | |||
Ввод 3Т 110кВ |
Реактив- |
1,1 |
2,5 | |||||
Рег. № 58287-14 |
Рег. № 24218-13 |
Рег. № 31857-11 |
ная | |||||
ТГФ-110 |
НАМИ-110 УХЛ1 |
A1802RALQ-P4GB- |
RTU-327 |
Актив- | ||||
ПС Кача-тяговая ВЛ 110 кВ С-19 |
Кл.т. 0,2S |
Кл.т. 0,2 |
DW-4 |
ная |
0,6 |
1,5 | ||
6 |
400/1 |
110000/^3/100/^3 |
КЛ.т. 0,2S/0,5 |
Рег. № 41907-09 | ||||
Реактив- |
1,1 |
2,5 | ||||||
Рег. № 58287-14 |
Рег. № 24218-13 |
Рег. № 31857-11 |
ная | |||||
ТГФ-110 |
НАМИ-110 УХЛ1 |
A1802RALQ-P4GB- |
RTU-327 |
Актив- | ||||
ПС Кача-тяговая |
Кл.т. 0,2S |
Кл.т. 0,2 |
DW-4 |
ная |
0,6 |
1,5 | ||
7 |
400/1 |
110000/^3/100/^3 |
Кл.т. 0,2S/0,5 |
Рег. № 41907-09 |
Реактив- | |||
ВЛ 110 кВ С-22 |
1,1 |
2,5 | ||||||
Рег. № 58287-14 |
Рег. № 24218-13 |
Рег. № 31857-11 |
ная | |||||
ТГФ-110 |
НАМИ-110 УХЛ1 |
A1802RALQ-P4GB- |
RTU-327 |
Актив- | ||||
ПС Филимоново- |
Кл.т. 0,2S |
КЛ.т. 0,2 |
DW-4 |
ная |
0,6 |
1,5 | ||
8 |
тяговая |
400/1 |
110000/^3/100/^3 |
Кл.т. 0,2S/0,5 |
Рег. № 19495-03 | |||
ВЛ 110 кВ С-67 |
Реактив- |
1,1 |
2,5 | |||||
Рег. № 58287-14 |
Рег. № 24218-13 |
Рег. № 31857-11 |
ная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
9 |
ПС Филимоново- тяговая ВЛ 110 кВ С-68 |
ТГФ-110 Кл.т. 0,2S 400/1 Рег. № 58287-14 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-327 Рег. № 19495-03 |
Активная Реактив ная |
0,6 1,1 |
|
Примечания:
|
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество ИК |
9 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
- коэффициент мощности |
0,9 |
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
- коэффициент мощности: - COSф |
0,5 до 1,0 |
- simp |
от 0,5 до 0,87 |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды для 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 УСПД, °С |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД RTU-327 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
УСПД RTU-327 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 19495-03): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
40000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
180 |
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
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 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;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).