Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Читаэнергосбыт» 2 очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» с программным обеспечением (ПО) «АльфаТЦЕНТР» и сервер филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» с ПО «Пирамида-Сети», устройства синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), 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.
Для ИК № 1 цифровой сигнал с выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго».
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго».
На серверах филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» и филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
От серверов один раз в сутки в автоматическом режиме информация в виде в виде xml-файлов установленных форматов передается на АРМ по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго», часы сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» с часами соответствующего УСВ осуществляется каждые 30 мин, корректировка часов сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» производится при расхождении с часами соответствующего УСВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» с часами соответствующего УСВ осуществляется с установленным интервалом проверки текущего времени, корректировка часов сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» производится при расхождении с часами соответствующего УСВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» более ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком раз в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» более ±3 с.
Журналы событий счетчиков и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер
001, указывается в паспорте-формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Пирамида-Сети».
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
ПО «Пирамида-Сети» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида-Сети». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 2. Уровень защиты ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕН | [ТР» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Пирамида-Сети»
| Ид ентиф икацион-ные данные (признаки) | Значение |
| Ид ентиф икацион-ное наименование ПО | Binary Pack Controls.dll | Check Data Integrity, dll | Coml ECFunc- tions.dll | ComMod- busFunc- tions.dll | Com StdFunc- tions.dll | DateTime- Pro- cessing.dll | Safe Values DataUp- date.dll | Simple Verify Data Statuses.dll | Summary Check CRC.dll | Values DataProce ssing.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | ЕВ1984Е 0072ACF Е1С7972 69B9DB1 5476 | E021CF9 C974DD 7EA9121 9B4D47 54D5C7 | BE77C56 55C4F19F 89A1B412 63A16CE 27 | AB65EF4 B617E4F7 86CD87B 4A560FC 917 | EC9A864 71F3713E 60C1DA D056CD6 E373 | D1C26A2 F55C7FEC FF5CAF8 B1C056F A4D | B6740D 3419A3 BC1A42 763860B B6FC8A В | 61C1445B B04C7F9 BB4244D 4A085C6 A3 9 | EFCC55 E91291D A6F8059 79323644 30D5 | 013E6FE 1081A4C F0C2DE9 5F1BB6E E645 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 3 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид элек тро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Г раницы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ПС 110 кВ Беклемишево, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, яч.2, В Л-110 кВ СБ-123 (ПС 110 кВ Сосново-Озерская - ПС 110 кВ Беклемишево) | ТОГФ-ПО Кл.т. 0,5 300/5 Per. №44640-11 Фазы: А, В, С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 1 юооол/з/юол/з Per. №24218-08 Фазы: А, В, С | A1802RALQ-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 | УССВ-2 Per. № 54074-13 | HP Proliant ML350R | Актив ная Реак тивная | 1Д 2,3 | 3,0 4,6 |
| 2 | ПС 35 кВ Те-лемба, РУ-35 кВ, СШ35 кВ, Ввод 35 кВ Т-1 | ТВИ-35 Кл.т. 0,5S 200/1 Per. №37159-08 Фазы: А, С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Per. № 19813-05 Фазы: ABC | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Per. № 31857-06 | СТВ-01 Per. № 49933-12 | HP Proliant ML 350 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3.3 6.4 |
| | ПС 35 кВ Те-лемба, РУ-35 кВ, СШ35 кВ, Ввод 35 кВ Т-2 | ТВИ-35 | НАМИ-35 УХЛ1 |
| | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 |
| 3 | 200/1 | 35000/100 |
| | Per. №37159-08 | Рег. № 19813-05 |
| | Фазы: А, С | Фазы: ABC |
| A1805RL-P4GB- | | | Актив- | 1,3 | з,з |
| DW-4 | | | Нс1Я |
| Кл.т. 0,5S/1,0 Per. № 31857-06 | | | Реак тивная | 2,5 | 6,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 4 | ПС 110 кВ Никольская, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.З, ВЛ-10 кВ ф.Н-3 Харауз | ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А, С | НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-13 Фазы: ABC | A1802RL-P4GB-W-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 | CTB-01 Per. № 49933-12 | HP Proliant ML 350 | Актив ная Реак тивная | 1Д 2,3 | 3,0 4,6 |
| 5 | ТП-3 49-31 ВЧТ 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,5 400/5 Рег. №71031-18 Фазы: А, В, С | - | МИР C-07.05S-230-5(10)-RP-Q-D Кл.т. 0,5S/1,0 Per. №61678-15 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) | ±5 с |
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 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 2, 3 для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1НОм; coscp = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 5 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 2, 3 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| частота, Г ц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 2, 3 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения 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 серверов, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа А1800: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа МИР С-07: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 290000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УССВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 74500 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для СТВ-01: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для серверов: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков типа А1800: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 180 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для счетчиков типа МИР С-07: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 290 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для серверов: хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ_
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОГФ-110 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВИ-35 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТЛК-СТ-10 | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 1 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 4 |
| Счетчики электрической энергии | МИР С-07 | 1 |
| У стройства синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Комплексы измерительно-вычислительные | СТВ-01 | 1 |
| Сервер филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго» | HP Proliant ML 350R | 1 |
| Сервера филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» | HP Proliant ML 350 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЧЭС.753606.247.ПФ | 1 |
| Методика поверки | — | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Читаэнергосбыт» 2 очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Правообладатель
Акционерное общество «Читаэнергосбыт» (АО «Читаэнергосбыт»)
ИНН 7536066430
Адрес: 672039, г. Чита, ул. Бабушкина, д. 38 Телефон: (3022) 23-33-99 Факс: (3022) 23-33-98 Web-сайт: e-sbyt.ru E-mail: delo@e-sbyt.ru
87407-22: Методика поверкиСкачать12.9 Мб