| Номер в госреестре | 83177-21 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ тяговых подстанций Бада, Пеньковая Забайкальской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ тяговых подстанций Бада, Пеньковая Забайкальской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Забайкальского края (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительный канал (ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (ИВКЭ), реализован на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 (регистрационный номер 41907-09), выполняющих функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе программного обеспечения (ПО) «Энергия Альфа 2», сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО «ФСК ЕЭС» на базе специализированного программного обеспечения (далее по тексту - СПО) «АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)», устройства синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Первичные ток и напряжение преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), далее по основному каналу связи, организованному на базе волоконно -оптической линии связи, данные передаются в Центр сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов.
Дальнейшая передача информации от Центра сбора данных ОАО «РЖД» на сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО «ФСК ЕЭС» осуществляется по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в программно-аппаратный комплекс Коммерческого оператора оптового рынка электроэнергии и мощности (ПАК КО) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» по точкам поставки тяговых подстанций Бада, Пеньковая в сечении коммерческого учета производится с сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО «ФСК ЕЭС» в виде файла-отчета с результатами измерений, в формате XML с использованием ЭЦП.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав СОЕВ входят УССВ, часы УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД», сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО «ФСК ЕЭС». Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU).
Центр сбора данных ОАО «РЖД» оснащен УССВ УСВ-3 (регистрационный номер 51644-12). Синхронизация часов Центра сбора данных ОАО «РЖД» с УССВ осуществляется каждые 5 мин независимо от расхождения показаний.
Сравнение показаний часов УСПД и Центра сбора данных ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - Центр сбора данных. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с.
В состав ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО «ФСК ЕЭС» входит УССВ РСТВ-01 (регистрационный номер 40586-12), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию шкалы часов сервера с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ используется ПО «Энергия Альфа 2» и СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
ПО «Энергия Альфа 2» и СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используются при учете электрической энергии и обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Метрологически значимой частью ПО «Энергия Альфа 2» является файл enalpha.exe. Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2» указаны в таблице 1.
Метрологически значимой частью СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) являются файлы DataServer.exe, DataServer_USPD.exe. Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) указаны в таблице 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Энергия Альфа 2 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0.3.3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5) | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | enalpha.exe |
| Таблица 2 - Идентификационные данные СПО АИИ | С КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.0.4 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | DataServer. exe, DataServer_USPD. exe |
Таблица 3 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 220 кВ Бада, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальский - Бада (ВЛ-285) | ТГФ 220-II* кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 20645-05 | НАМИ-220 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 20344-05 | ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 | RTU-327 рег. № 41907-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | ПС 220 кВ Бада, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Бада -Хилок (ВЛ-287) | ТГФ 220-II* кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 20645-05 | НАМИ-220 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 20344-05 | ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 | RTU-327 рег. № 41907-09 |
| 3 | ПС 220 кВ Бада, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Тарбагатай - Бада (ВЛ-288) | ТГФ 220-II* кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 20645 -05 | НАМИ-220 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 20344-05 | ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 | |
| 4 | ПС 220 кВ Бада, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Бада -Харагун (ВЛ-290) | ТГФ 220-II* кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 20645 -05 | НАМИ-220 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 20344-05 | ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 | |
| 5 | ПС 220 кВ Пеньковая, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Ксеньевская -Пеньковая (ВЛ-221) | ф. А, С: ТБМО-220 кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 60541-15 ф. В: ТБМО-220 УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 27069-05 | НАМИ-220 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 20344-05 | ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 | |
| 6 | ПС 220 кВ Пеньковая, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Пеньковая - Могоча (ВЛ-223) | ф. А, В: ТБМО-220 УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 27069-05 ф. С: ТБМО кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 60541-15 | НАМИ-220 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 20344-05 | ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 | |
| Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3 и в других разделах описания типа, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 4 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранитс я совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 3, -активная, реактивная. | |||||
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I 2 0 % < НН и м < 1 0 0 % 6х | I100 %<Iизм<I 120% | ||
| 1 - 6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,0 | 0,6 | 0,5 | 0,5 |
| 0,8 | 1,1 | 0,8 | 0,6 | 0,6 | |
| 0,5 | 1,8 | 1,3 | 0,9 | 0,9 | |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §2%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм<I 20 % | I 2 0 % < НН и м < 1 0 0 % 6х | I100 %<Iизм<I 120% | ||
| 1 - 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,8 | 2,1 | 1,3 | 0,9 | 0,9 |
| 0,5 | 1,5 | 1,0 | 0,7 | 0,7 | |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм<I 20 % | I20 %<Iизм<I 100% | I100 %<Iизм<I 120% | ||
| 1 - 6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,2 | 0,8 | 0,7 | 0,7 |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | |
| 0,5 | 1,9 | 1,4 | 1,1 | 1,1 | |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §2%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм<I 20 % | I20 %<Iизм<I 100% | I100 %<Iизм<I 120% | ||
| 1 - 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,8 | 2,8 | 1,7 | 1,2 | 1,1 |
| 0,5 | 2,1 | 1,4 | 1,0 | 1,0 | |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Л), с | |||||
| Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%р для cos9=1,0 нормируются от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%р и §2%Q для СОБф<1,0 нормируются от 12%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | |||||
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды, °C: | |
| - для счетчиков активной энергии | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии | от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности, не менее | 0,5 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -45 до +40 |
| - для счетчиков, УСПД | от +10 до +30 |
| - для серверов, УССВ | от +10 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД RTU-327: | |
| - срок службы, лет, не менее | 30 |
| УСВ-3: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 45000 |
| РСТВ-01: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 55000 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии | |
| по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не | |
| менее | 45 |
| при отключенном питании, лет, не менее | 3 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, | |
| не менее | 3, 5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, 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 шкалы времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции шкалы времени в счетчиках и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчиков электрической энергии;
- УСПД.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- серверах ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора информации 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом Комплектность средства измерений
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ТГФ 220-II* | 12 шт. |
| Трансформатор тока | ТБМО-220 УХЛ1 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТБМО-220 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-220 УХЛ1 | 12 шт. |
| Счетчик электроэнергии многофункциональный | ЕвроАЛЬФА | 6 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени | РСТВ-01 | 1 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 2 шт. |
| Формуляр | АУВП.411711.ФСК.026.299.ФО | 1 экз. |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с применением системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ тяговых подстанций Бада, Пеньковая Забайкальской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Забайкальского края, аттестованной ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.311703 в Реестре аккредитованных лиц.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ тяговых подстанций Бада, Пеньковая Забайкальской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Забайкальского края
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
