| Номер в госреестре | 82941-21 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ПАО "Россети Сибирь" - "Читаэнерго" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ" (ООО "ЭНЕРГО-МЕТРОЛОГИЯ"), г. Москва |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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 кВтч.
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.
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 |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
| о, <и м о я | 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:V3/100:V3 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:V3/100:V3 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:V3/100:V3 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:V3/100:V3 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:V3/100:V3 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-110- 65 | ТФМ-110-II 1200/5, КТ 0,5 Рег. № 53622-13 | НКФ-110-83 110000:V3/100:V3 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-ГУ 1200/5, КТ 0,5S Рег. № 26422-06 | НКФ-110-83 110000:V3/100:V3 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 ±5, % | Границы погрешности в рабочих условиях ±5, % |
| 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 | 5 | ||
| шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с | |||
| Примечания: | |||
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) | |||
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, | |||
| 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 - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гц | от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50 |
| Продолжение таблицы 4 | |
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности соБф ^тф) | 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.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на 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 П0Б-ГУ | 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 |
приведены 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 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
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
