| Номер в госреестре | 68177-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ" вторая очередь |
| Изготовитель | ООО "Энергосистемы", г.Владимир |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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 кВтч.
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 АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаТ ЦЕНТР». 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 аТ ЦЕНТР Коммуникатор» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 4 | не ниже 9 | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | a65bae8d7150931f 811cfbc6e4c7189d | bb640e93f359bab1 5a02979e24d5ed48 | 3ef7fb23cfl60f56 602lbf19264ca8d6 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | ||
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Измерительные компоненты | Метрологические характеристики ИК | |||||||
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Вид электро энергии | Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ПС Критово- | ТГФ-110 Кл.т. 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 | A1802RALQ-P4GB- DW-4 | RTU-327 | Актив ная | 0,6 | 1,5 | |
| 1 | тяговая | 400/1 | 110000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | Рег. № 41907-09 | |||
| ВЛ 110кВ С-25 | Реактив- | 1,1 | 2,5 | |||||
| Рег. № 58287-14 | Рег. № 24218-13 | Рег. № 31857-11 | ная | |||||
| 2 | ПС Критово-тяговая | ТГФ-110 Кл.т. 0,2S 400/1 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 | RTU-327 Рег. № 41907-09 | Актив ная | 0,6 | 1,5 |
| ВЛ 110кВ С-26 | Реактив- | 1,1 | 2,5 | |||||
| Рег. № 58287-14 | Рег. № 24218-13 | Рег. № 31857-11 | ная | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ПС Черноречен- | ТГФ-110 Кл.т. 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 | A1802RALQ-P4GB- DW-4 | RTU-327 | Актив ная | 0,6 | 1,5 | |
| 3 | ская-тяга | 200/1 | 110000/V3/100/V3 | Кл.т.0^/0,5 | Рег. № 41907-09 | |||
| Ввод 1 Т 110кВ | Рег. № 58287-14 | Рег. № 24218-13 | Рег. № 31857-11 | Реактив ная | 1,1 | 2,5 | ||
| 4 | ПС Черноречен-ская-тяга | ТГФ-110 Кл.т. 0,2S 200/1 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 | RTU-327 Рег. № 41907-09 | Актив ная | 0,6 | 1,5 |
| Ввод 2Т 110кВ | Рег. № 58287-14 | Рег. № 24218-13 | Рег. № 31857-11 | Реактив ная | 1,1 | 2,5 | ||
| ПС Черноречен- | ТГФ-110 Кл.т. 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 | A1802RALQ-P4GB- DW-4 | RTU-327 | Актив ная | 0,6 | 1,5 | |
| 5 | ская-тяга | 200/1 | 110000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | Рег. № 41907-09 | |||
| Ввод 3Т 110кВ | Рег. № 58287-14 | Рег. № 24218-13 | Рег. № 31857-11 | Реактив ная | 1,1 | 2,5 | ||
| 6 | ПС Кача-тяговая ВЛ 110 кВ С-19 | ТГФ-110 Кл.т. 0,2S 400/1 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 КЛ.т. 0,2S/0,5 | RTU-327 Рег. № 41907-09 | Актив ная | 0,6 | 1,5 |
| Реактив- | 1,1 | 2,5 | ||||||
| Рег. № 58287-14 | Рег. № 24218-13 | Рег. № 31857-11 | ная | |||||
| 7 | ПС Кача-тяговая ВЛ 110 кВ С-22 | ТГФ-110 Кл.т. 0,2S 400/1 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 | RTU-327 Рег. № 41907-09 | Актив ная Реактив- | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| Рег. № 58287-14 | Рег. № 24218-13 | Рег. № 31857-11 | ная | |||||
| 8 | ПС Филимоново-тяговая | ТГФ-110 Кл.т. 0,2S 400/1 | НАМИ-110 УХЛ1 КЛ.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 | RTU-327 Рег. № 19495-03 | Актив ная | 0,6 | 1,5 |
| 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/V3/100/V3 Рег. № 24218-13 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-327 Рег. № 19495-03 | Актив ная Реактив ная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| Примечания: 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от !ном cosj = 0,8инд. 4 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 аналогичные утвержденного типа. 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 |
| 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: | |
| - еоБф | 0,5 до 1,0 |
| - sin9 | 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).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
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. |
осуществляется 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.
приведены в эксплуатационном документе.
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
