| Номер в госреестре | 63312-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Ставропольэнергосбыт" вторая очередь |
| Изготовитель | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Ставропольэнергосбыт» вторая очередь (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс точки измерений (ИИК ТИ), включающий измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональный счетчик активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчик), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт (далее по тексту - сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники ОРЭМ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков.
Принцип действия
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического
тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВтч, Q, кварч) передаются в целых числах.
Сервер АИИС КУЭ с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу через коммуникатор С-1.02 опрашивает счетчик и считывает с него 30-минутный профиль мощности за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных сервера АИИС КУЭ.
Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы сервера АИИС КУЭ, счетчика и УСВ. В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-2 Госреестр № 41681-10, к которому подключен GPS-приемник. УСВ УСВ-2 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2.
Сравнение показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчика и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ на величину более ±1 с.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ_
| Идентиф икационное наименование ПО | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| BLD.dll | 8 | 58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 | MD5 |
| cachect.dll | 8 | 7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d | MD5 |
| Re-gEvSet4tm.dll | 8 | 3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 | MD5 |
| caches 1.dll | 8 | b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb | MD5 |
| cacheS10.dll | 8 | 6802cbdeda81efea2b 17145ffl22efOO | MD5 |
| siconsl0.dll | 8 | 4b0ea7c3e50a73099fc9908fc785cb45 | MD5 |
| sicons50.dll | 8 | 8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 | MD5 |
| comrs232.dll | 8 | bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf | MD5 |
| dbd.dll | 8 | feO5715defeec25eO62 245268ea0916a | MD5 |
| ESClient ex.dll | 8 | 27c46d43bllca3920c f2434381239d5d | MD5 |
| filemap.dll | 8 | C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e | MD5 |
| plogin.dll | 8 | 40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 | MD5 |
ПО «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИ
К АИИС КУЭ
| № ИИК | Наименование объекта | Состав ИИК | Вид электроэнергии | |||
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВК | |||
| 1 | ПС Троицкая 35/10 кВ, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ №533 | ТГМ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,2 Ктт = 100/5 Зав. № 250 Зав. № 256 Госреестр № 41967-09 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 159 Госреестр № 19813-00 | А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01218624 Госреестр № 31857-06 | - р е Он с ё н О еос ^ а о рвг Ст О | Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (8), % | |||
| 81(2) %, I1(2)£ I изм< I 5 % | 85 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||
| 1 ТТ - 0,2; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2S | 1,0 | - | ±1,2 | ±1,0 | ±0,9 |
| 0,9 | - | ±1,4 | ±1,1 | ±1,0 | |
| 0,8 | - | ±1,5 | ±1,2 | ±1,1 | |
| 0,7 | - | ±1,7 | ±1,3 | ±1,2 | |
| 0,5 | - | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | |
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (8), % | |||
| 81(2)%, I 2 %£ I изм< I 5 % | 85 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 820 %■, I 20 %£ I изм< I 100 % | 8100 %■, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||
| 1 ТТ - 0,2; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 | 0,9 | - | ±3,1 | ±2,1 | ±1,9 |
| 0,8 | - | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | |
| 0,7 | - | ±2,0 | ±1,4 | ±1,3 | |
| 0,5 | - | ±1,8 | ±1,3 | ±1,2 | |
| Ход часов компонентов АИИС | КУЭ не превышает ±5 с/сут. | ||||
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и S1(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98Ином до 1,02-ином;
- сила тока от 1ном до 1,21ном, cosj=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение переменного тока питающей сети 0,9Ином до 1,1-Ином,
- сила переменного тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном; температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчика электроэнергии и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол. |
| Трансформатор тока | ТГМ-35 УХЛ1 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 1 |
| Счетчик | А1802RAL-P4GB-DW-4 | 1 |
| GSM модем | IRZ MC35i | |
| Сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт» | HP Proliant DL360 G5 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 1000 RM 2U | 1 |
| Паспорт - формуляр | ЭССО.411711.АИИС.962 ПФ | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-2854-500-2015 | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-2854-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Ставропольэнергосбыт» вторая очередь. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в декабре 2015 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчика Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Методика измерений приведена в документах:
- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Ставропольэнергосбыт» вторая очередь». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0036/2015-01.00324-2011 от 09.11.2015.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Ставропольэнергосбыт» вторая очередь
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 17.11.2024 |
