Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Межрегионэнергосбыт"
- ООО "Роспроект-Инжиниринг", г.Ярославль
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:50959-12
- 25.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Межрегионэнергосбыт"
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2012 |
Дата протокола | Приказ 650 п. 64 от 24.08.2012 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Номер сертификата | 47830 |
Срок действия сертификата | .. |
Страна-производитель | Россия |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ также предназначена для сбора, накопления, обработки и хранения измерительной информации об электроэнергии (30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии), поступающей от смежных систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электроэнергии контрагентов (далее по тексту - смежных АИИС КУЭ), формирования отчетных документов и передачи информации как в центр сбора и обработки информации оптового рынка, так и в центры сбора и обработки информации прочих организаций в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации и действующими регламентами оптового рынка электрической энергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S, трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии, класса точности 0,2S и 0,5S в режиме измерений активной электроэнергии и класса точности 0,5 и 1,0 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), представляющий из себя Центр сбора и обработки информации ОАО «Межрегионэнергосбыт» и включающий в себя каналообразующую аппаратуру; Сервер Сбора данных (далее - ССД); коммуникационное оборудование, обеспечивающее связь с системами автоматизированными информационно-измерительными организаций субъектов оптового рынка электроэнергии; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе IBM PC, специализированное программное обеспечение (далее - ПО) и устройство синхронизации системного времени УССВ.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из 1-ого и 2-ого уровней АИИС КУЭ.
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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, хранение, накопление и формирование измерительной информации, диагностика состояния средств и объектов измерений оформление справочных и отчетных документов.
ССД АИИС КУЭ, установленный в серверной офиса ОАО «Межрегионэнергосбыт» (административное здание ОАО «Нефтяной Дом»), с периодичностью раз в сутки или по запросу получает от ИВК смежных АИИС КУЭ коммерческие данные по каждому каналу учета за сутки. Измерительные сигналы содержат информацию о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений на соответствующих смежных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется следующим образом: ССД АИИС КУЭ, подключен к УССВ. Часы ССД синхронизированы с часами GPS-приемника, входящего в состав УССВ. Сличение часов ССД АИИС КУЭ с часами УССВ проводится 1 раз в 30 мин. Коррекция проводится при расхождении часов УССВ и часов ССД на значение, превышающее ± 1 с (программируемый параметр).
Часы счетчика синхронизируются от часов ССД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и часов ССД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.
Смежные АИИС КУЭ (таблица 3) оснащены собственными СОЕВ. Коррекция часов в смежных АИИС КУЭ осуществляется в соответствии с принятыми проектными решениями на каждом иерархическом уровне и в соответствии с описанием типа каждой конкретной смежной АИИС КУЭ. Программируемые параметры коррекции времени в смежных АИИС КУЭ не ниже, чем указанные для АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт».
Информационный обмен с ИВК смежных АИИС КУЭ (таблица 3) осуществляется с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Измерительная информация, в том числе с ИВК смежных АИИС КУЭ, записывается в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). ССД АИИС КУЭ в автоматическом режиме раз в сутки формирует отчеты в формате XML. Отправка сформированных отчетов в формате XML как в автоматическом, так и автоматизированном режиме (по команде оператора), производится по выделенному каналу связи в ПАК коммерческого оператора оптового рынка и другим заинтересованным субъектам ОРЭМ.
Передача данных в ПАК коммерческого оператора оптового рынка и другим заинтересованным субъектам ОРЭ осуществляется по стеку протоколов TCP/IP.
Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В составе АИИС КУЭ используется ПО «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «Энергосфера» | Модуль импорта - экспорта | expimp.exe | Не ниже 6.4 | 55277FA614BAE00F CDA8D65945267CE9 | MD5 |
Модуль ручного ввода данных | HandInput.exe | Не ниже 6.4 | E2C7BBD88F67F3AB B781222B97DED255 | ||
Модуль сервера опроса | PSO.exe | Не ниже 6.4 | E011E2E8D24FC146E 874E6EE713DB3D0 | ||
Модуль предотвращения сбоев | SrvWDT.exe | Не ниже 6.4 | D098C0267DA9909E6 054EB98A6A10042 | ||
Редактор расчетных схем | AdmTool.exe | Не ниже 6.4 | 0E84F140A399FB01C 9162681FA714E4B | ||
Модуль администрирова ния системы | adcenter.exe | Не ниже 6.4 | 9D9940380E62BC822 D29EAB0EE10E1AB | ||
Модуль «АРМ Энергосфера» | ControlAge.exe | Не ниже 6.4 | DD5985B2FA5995B1 851FE8AC862BC93A |
• Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК нормированы с учетом ПО.
• Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
о о | - | Номер ИК | Канал измерений | ||||
ОАО «Нефтяной Дом» 0,4 кВ КТП-1 Ввод-1 | ю | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | |||||
Счетчик | ТН | ТТ | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке | Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ | |||
Кт = 0,5 S/1,0 Кеч = 1 № 23345-07 | 1 | Кт = 0,5 Ктт = 3000/5 №26101-03 | |||||
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN | О td > | О | td | > | Обозначение, тип | ||
1 | ТА600 | ТА600 | ТА600 | ||||
05379696 | 1 | ю о о о LtJ LtJ О LtJ | 2010.03302 | ю о о о о | Заводской номер | ||
600 | о\ | Ктт'Ктн'Кеч | |||||
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq | Наименование измеряемой величины | ||||||
Активная Реактивная | 00 | Вид энергии | X рэ g S' рэ 2 3 43 ►rt § | ||||
±1,0 ±2,1 | 40 | Основная относительная погрешность ИК (± 8), % | S о о 3 К ^ я 2 О я К к га cd | ||||
±5,5 ±4,0 | о | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± 8), % |
S3 (J
л
н
•а
о
и
о
п
Я
Л
п
г>
Я
5
Л
н
л
и
а
5
>£
п
г>
Я
5
п
*
15
■в
»
я
н
ге
■в
5
г>
н
5
Я
5
И
о
CD
Ч
О
и
К
о
н
о
со
К
о
н
Ы 1-1^
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | ||
Кт = 0,5 | А | TA600 | 2010.03304 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ | |||||||
ОАО «Нефтяной Дом» 0,4 кВ КТП-1 Ввод-2 | н н | Ктт = 3000/5 | В | TA600 | 2010.03305 | ||||||
№ 26101-03 | С | TA600 | 2010.03306 | ||||||||
К н | А | ||||||||||
- | В | - | - | 600 | |||||||
002 | С | Активная | ± 1,0 | ± 5,5 | |||||||
Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07 | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN | 05270678 | Реактивная | ± 2,1 | ± 4,0 | |||||
Кт = 0,5 | А | TC12 | 35381 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ | |||||||
ОАО «Нефтяной Дом» 0,4 кВ КТП-2 Ввод-1 | н н | Ктт = 3000/5 | В | TC12 | 35378 | ||||||
№ 26100-03 | С | TC12 | 35380 | ||||||||
К н | А | ± 5,5 | |||||||||
- | В | - | - | 600 | |||||||
003 | С | Активная | ± 1,0 | ± 4,0 | |||||||
Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07 | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN | 04456040 | Реактивная | ± 2,1 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | ||
Кт = 0,5 | А | TC12 | 35373 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ | |||||||
ОАО «Нефтяной Дом» 0,4 кВ КТП-2 Ввод-2 | н н | Ктт = 3000/5 | В | TC12 | 35374 | ||||||
№ 26100-03 | С | TC12 | 35364 | ||||||||
X н | А | ||||||||||
- | В | - | - | 600 | |||||||
004 | С | Активная | ± 1,0 | ± 5,5 | |||||||
Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07 | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN | 04445035 | Реактивная | ± 2,1 | ± 4,0 | |||||
Кт = 0,5 | А | TC12 | 35375 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ | |||||||
ОАО «Нефтяной Дом» 0,4 кВ КТП-3 Ввод-1 | н н | Ктт = 3000/5 | В | TC12 | 35369 | ||||||
№ 26100-03 | С | TC12 | 35363 | ||||||||
Я н | А | ± 5,5 | |||||||||
- | В | - | - | 600 | |||||||
005 | С | Активная | ± 1,0 | ± 4,0 | |||||||
Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07 | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN | 04456049 | Реактивная | ± 2,1 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | ||
Кт = 0,5 | А | TC12 | 35377 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||||||
ОАО «Нефтяной Дом» 0,4 кВ КТП-3 Ввод-2 | н н | Ктт = 3000/5 | В | TC12 | 35376 | ||||||
№ 26100-03 | С | TC12 | 35367 | ||||||||
К н | А | ± 5,5 | |||||||||
- | В | - | - | 600 | |||||||
006 | С | Активная | ± 1,0 | ± 4,0 | |||||||
Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07 | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN | 04444997 | Реактивная | ± 2,1 | ||||||
* Э Е S О О ОТ, о ^ | Кт = 0,5 | А | ТПШЛ-10 | 4023 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ | ||||||
н н | Ктт = 2000/5 | В | - | - | |||||||
№ 1423-60 | С | ТПШЛ-10 | 4430 | ||||||||
К н | Кт = 0,5 | А | ± 5,5 | ||||||||
Ктт = 6000/100 | В | НТМИ-6 | 7142 | 24000 | |||||||
007 | № 831-53 | С | Активная | ± 1,1 | ± 2,7 | ||||||
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | 0104062231 | Реактивная | ± 2,3 |
Продолжение таблицы 2
о
о
о
о
VO
о
о
оо
ОАО «Башкирэнерго» СТЭЦ, ГПП, РУ 6 кВ, яч. 38, ф.38.
С ал аватнефтемаш
ОАО «Башкирэнерго» СТЭЦ, ГПП, РУ 6 кВ, яч. 12, ф.12.
С ал аватнефтемаш
ОАО «Башкирэнерго» СТЭЦ, ГПП, РУ 6 кВ, яч. 9, ф.2. С ал аватнефтемаш
Счетчик
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ю* ю | W | н II | i? |
^1 | о Л | JO | 00 LtJ |
ю | II | "ю | |
1 | СЛ | 1 | |
о | р | LtJ | |
3
^ нн Н
Ю ^ II
ui ^ Я ю и ю
-Р*. СЛ 0^0
^ нн Н
Ю ^ II
ui ^ Я
ю || ю
-Р*. СЛ
iо*
00
LtJ
iо* оо
LtJ
W
н
II
р
II Н
-р*.
^ §
§ II
о
о
о
о
On
О
О
О
О
О
§ II
о
о
о
о
JO
о
о
о
о
JO
>
>
>
>
>
>
td
td
td
td
td
ю
О
о
о
о
о
о
0 н
1
н
2
о
OJ
0 н
1
н
2
о
OJ
0 ч
1
н
2
о
OJ
X
н
2
К
I
Os
X
н
2
К
I
Os
X
н
2
К
I
Os
о
ю
о
Os
U)
о
ю
О
U)
о
Os
ю
о
ю
Os
о
U)
о
Os
о
о
ю
о
-р^
о
-рь.
ил
О
ю
00
о
-р^
Os
О
12000
12000
о\
24000
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq
--j
hd
о>
р
п
X
со
X
Р
hd
о>
р
3
к
со
X
Р
hd
о>
р
3
к
со
д
Р
>
п
К
со
Д
В3
>
п
X
СИ
д
р
П
Д
со
д
В3
00
Н-
Js>
Н-
Н-
Js>
Н-
Н-
Js>
Н-
vo
Н- Н-
JJ у>
"о 'л
н- н-
JJ у>
"о 'л
н- н-
JJ у>
"о 'л
о ю | о | - | ||||||||
ОАО «Салаватнефтемаш» РП-2, РУ-бкВ, 1 СШ, яч. 11, (ввод 2 с ГПП СТЭЦ, ф.2) | ОАО «Салаватнефтемаш» РП-2, РУ-бкВ, 2 СШ, яч.15, (ввод 3 с ГПП СТЭЦ, фЛ) | ю | ||||||||
Счетчик | ТН | ТТ | Счетчик | ТН | ТТ | LtJ | ||||
Кт = 0,2S/1,0 Ксч = 1 № 15697-09 | Кт = 0,5 Ктт = 6000/100 № 16687-07 | Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 № 1261-08 | Кт = 0,2S/1,0 Ксч = 1 № 15697-09 | Кт = 0,5 Ктт = 6000/100 № 16687-07 | Кт = 0,5 S Ктт = 400/5 № 1261-08 | |||||
Хитон X1QU-3KME-T2-00 | О И > | О | И | > | Хитон X1QU-3KME-T2-00 | О И > | О | И | > | -Р*. |
НАМИТ-10 УХЛ2 | ТПОЛ-Ю УЗ | 1 | ТПОЛ-Ю УЗ | НАМИТ-10 УХЛ2 | ТПОЛ-Ю УЗ | 1 | ТПОЛ-Ю УЗ | |||
11311804 | 2716110000003 | 22934 | 1 | 22933 | 11311805 | 2716110000002 | 22948 | 1 | 22946 | |
7200 | 4800 | ON | ||||||||
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq | ^1 | ||||||||
Активная Реактивная | Активная Реактивная | 00 | ||||||||
н- н- JJ ^ ■л ^ | н- н- JJ ^ ■л ^ | VO | ||||||||
±4,8 ±3,9 | ±4,8 ±3,9 | о |
я
чз
о
о
и
*
<т>
X
К
<т>
н
РЭ
04
и
к
с
Е
ю
Ю
о
<т>
*1
о
и
к
о
н
о
со
К
о
н
Ы I'O
Продолжение таблицы 2
U)
ОАО «Салаватнефтемаш» РП-1, РУ-бкВ, 1 СШ, яч.1, (ввод 1 с ГПП СТЭЦ, _ф.12Б)
ОАО «Салаватнефтемаш» РП-2, РУ-бкВ, 1 СШ, яч.З, (ввод 1 с ГПП СТЭЦ, _ф.12А)
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ю* | Кт | |
W | II | |
On | о Л | JO |
VO | II | "ю |
^1 1 | СЛ | |
о | ||
VO | "о |
i?
i?
ю
ю
VO
ю
I
о
^1
^ нн Н
^ II
^ л g
о ^ ^ ''О
^ ^ И
Z3 н
to II II
2<,Я
о ^ й 00
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
00
^1
I
о
^1
>
>
>
>
ю
И
ю
Cd
О
о
о
о
X
О
23
и а
I
н
ю
I
о
о
0
2 3
и а
1
н
ю
I
о
о
К
н
I
О
'С
t=l
ю
К
н
I
О
<
X
U
ю
ю
о
ю
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
U)
00
о
00
о
U)
1200
900
С\
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq
--j
hd
о>
Р
П
X
со
X
Р
hd
о>
рэ
3
к
со
X
р
>
п
К
D3
X
В3
>
К
со
X
Р
00
И
о <т>
*1 о
Й К о ч
о ^
СО Го*
Н-
Js>
Н-
Н-
Js>
Н-
VO
и
К
о
н
Н- Н-\о оо
Н- Н-\о "оо
Продолжение таблицы 2
On
ОАО «Салаватнефтемаш» РП-2, РУ-бкВ, 2 СШ, яч.24, (ввод 4 с ГПП СТЭЦ, ф.38Б)
ОАО «Салаватнефтемаш» РП-1, РУ-бкВ, 2 СШ, яч.10, (ввод 2 с ГПП СТЭЦ, ф.38А)
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ю* | Кт | |
II | ||
On | о | JO |
40 | II | "ю |
^1 ■ | сл | |
О | ||
40 | "о |
Ю* | Ктт | Кт | ю* | н II | |
ю | II | II | On | О | JO |
сл | ю | JO | 40 | II | "ю |
1 о | о о | сг> | ^1 ■ О | сл | |
00 | 40 | "о |
i? ^ «
ю ИЗ н
£ II П
40 , о
о м
<1 ^
ю*
о —
о\
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
>
>
>
>
ю
И
ю
Cd
О
о
о
о
К
О
23
и а
I
н
ю
I
о
о
0
2 3
и а
1
н
ю
I
о
о
К
н
I
О
'С
t=l
ю
К
н
I
О
<
X
U
ю
о
о
о
о
о
о
ю
о
о
о
о
о
о
00
о
Os
00
о
ю
2400
900
С\
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq
--j
hd
о>
р
п
х
со
X
Р
hd
о>
рэ
3
к
со
я
р
>
п
К
D3
X
В3
>
П
X
со
X
Р
00
И
о <т>
►I
о
и
X о н
о ^
СО Го*
Н-
JN)
Н-
н-
Js>
Н-
40
К
о
н
Н- Н-LtJ 4^
\о оо
Н- Н-OJ 4^ \о "оо
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1 - 1,2) 1ном, еоБф = 0,87 инд.;
температура окружающей среды (18 - 25) °С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном;
0,5 инд. < еоБф < 0,8 емк.
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 55 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для еоБф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10° С до 30° С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Межрегионэнергосбыт» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
С использованием ИВК АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт» проводится информационный обмен с ИВК смежных АИИС КУЭ, указанных в таблице 3.
Таблица 3. Наименование смежных АИИС КУЭ
№ п.п. | Наименование смежных АИИС КУЭ | Номер в Г осреестре |
1 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Башкирэнерго» (ООО «БГК») | 46521-10 |
2 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» | 35502-07 |
3 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» | 39615-08 |
4 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ -«ПС 500 кВ Демьянская» | 46475-10 |
5 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ВЛ 110 кВ «Оленья-Песцовая» | 45047-10 |
Примечание:
1. Допускается изменение состава смежных АИИС КУЭ (в части ИК), внесенных в Государственный реестр средств измерений утвержденных типов.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и измерительных трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 19832001 соответственно, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- электросчётчик Меркурий 230ART - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- электросчётчик «Хитон» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- ССД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервный сервер с установленным специализированным ПО «Энергосфера»;
- 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал событий ИВК:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на ССД.
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт» представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт»
Наименование | Кол-во, шт. |
1 | 2 |
Трансформатор тока ТА600 | 6 |
Трансформатор тока ТС12 | 12 |
Трансформатор тока ТПШЛ-10 | 4 |
Трансформатор тока ТПОФ-10 | 4 |
Трансформатор тока ТПОЛ-10 У3 | 8 |
Трансформатор тока ТПЛ-10 М У2 | 4 |
Трансформатор напряжения НТМИ-6 | 4 |
Трансформатор напряжения НАМИТ-10 УХЛ2 | 6 |
Счётчик электрической энергии Меркурий 230 | 6 |
Счётчик электрической энергии Хитон Х^Ц-3КМЕ-Т2-00 | 6 |
Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 | 4 |
Сервер HP Proliant DL380R05 | 2 |
1 | 2 |
Коммутатор HP ProCurve Switch 2512 | 1 |
Ethernet сервер устройств NPort 5610 | 1 |
Источник бесперебойного питания APC Smart-UPS 5000VA/3750W | 1 |
НКУ Метроника МС-225 - шкаф УССВ | 1 |
Модем AnCom STF/D40011/105 | 1 |
GSM - модем Ancom RM | 1 |
Преобразователь интерфейса RS-485/RS-232 | 1 |
АРМ с установленным специализированным ПО | |
Методика поверки | 1 |
Руководство по эксплуатации | 1 |
Поверка
Осуществляется по документу «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;
• Счетчики электрической энергии Меркурий 230 - по документу "Методика поверки" АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;
• Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
• Счетчики электрической энергии трехфазные электронные многофункциональные «Хитон» - по документу «Счетчики электрической энергии электронные трехфазные многофункциональные «Хитон». Методика поверки АЛБН 001-00-00-00ИП», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д. И.Менделеева в июле 2003 г.;
• Средства измерений по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
• Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Межрегионэнергосбыт».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт»
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.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".
«Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ОАО «Межрегионэнергосбыт».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.