Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ" вторая очередь. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ" вторая очередь

Назначение

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.

Описание

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.

Программное обеспечение

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

Технические характеристики

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).

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 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.

Поверка

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.

Сведения о методах измерений

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

Развернуть полное описание