|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Западная энергетическая компания" (2-ая очередь) |
| Обозначение типа | Обозначение отсутствует |
| Производитель | Общество с ограниченной ответственностью "Энергетическая компания "СТИ" (ООО "ЭК "СТИ"), г. Санкт-Петербург |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | 1 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Западная энергетическая компания» (2-ая очередь) (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;
хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5 лет;
обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей;
подготовка данных в виде электронного документа ХML для их передачи по электронной почте внешним организациям;
предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные 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 каналообразующую аппаратуру, сервер БД, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» (Рег. номер 44595-10).
ИИК ТИ, ИВК, устройства коммуникации и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты вычислений сохраняются в регистрах памяти счетчика с привязкой к шкале времени UTC(SU). Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти события, такие как коррекция часов счетчиков, включение и выключение счетчиков, включение и выключение резервного питания счетчиков, открытие и закрытие защитной крышки и другие. События сохраняются в журнале событий также с привязкой к шкале времени UTC(SU).
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК ТИ и состоянии объектов измерений;
хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
формирование отчетных документов;
сбор и хранение журналов событий счетчиков;
конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК ТИ;
ведение журнала событий ИВК;
синхронизацию времени в сервере баз данных и передачу шкалы времени на уровень ИИК ТИ;
аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
посредством интерфейса RS-485 с использованием модемов GSM/GPRS и преобразователей интерфейсов в Ethernet для передачи данных от счетчиков до уровня ИВК;
посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), действующая следующим образом. ИВК получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от устройства синхронизации времени УСВ-3. При каждом опросе счетчиков ИВК определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по абсолютной величине 2 с, то формирует команду синхронизации. Счетчики в составе АИИС КУЭ допускают синхронизацию времени не чаще 1 раза в сутки. Журналы событий счетчиков и ИВК 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. Заводской номер 1 в виде цифро-буквенного обозначения наносится на формуляр.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». 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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование программного обеспечения | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | не ниже 12.1 | | Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 – Состав ИК
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК | | 1 | ТП 27-02 АБ 15 кВ,
РУ-15 кВ,
1 СШ 15 кВ, яч. 3 | IMZ
Кл.т. 0,5S
Ктт = 150/5
Рег. № 16048-04 | UMZ
Кл.т. 0,5
Ктн = 15000/√3:100/√3
Рег. № 16047-04 | А1805RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 31857-20 | УСВ-3
рег. №
64242-16;
Сервер БД | | 2 | ТП 27-02 АБ 15 кВ,
РУ-15 кВ,
2 СШ 15 кВ, яч. 5 | IMZ
Кл.т. 0,5S
Ктт = 150/5
Рег. № 16048-04 | UMZ
Кл.т. 0,5
Ктн = 15000/√3:100/√3
Рег. № 16047-04 | А1805RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 31857-20 | | 3 | ТП ЮВС-2 15 кВ,
ЗРУ-6 кВ,
1 СШ 6 кВ, яч. 14 | ТЛП-10
Кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
Рег. № 30709-11 | ЗНОЛП-ЭК
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/√3:100/√3
Рег. № 68841-17 | А1805RAL-P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 31857-11 | | 4 | ТП ЮВС-2 15 кВ,
ЗРУ-6 кВ,
2 СШ 6 кВ, яч. 25 | TPU
Кл.т. 0,5
Ктт = 300/5
Рег. № 62760-15 | TJC
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/√3:100/√3
Рег. № 62759-15 | А1805RAL-P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 31857-11 | | 5 | ТП ЮВС-2 15 кВ,
ЗРУ-6 кВ,
1 СШ 6 кВ, яч. 1Б | ТПЛ-10У3
Кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
Рег. № 1276-59 | ЗНОЛП-ЭК
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/√3:100/√3
Рег. № 68841-17 | А1805RAL-P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 31857-11 | | 6 | ШОБ 0,4 кВ,
секция № 1 0,4 кВ, пан. 2, ф. 7 | ТТН
Кл.т. 0,5
Ктт = 200/5
Рег. № 41260-09 | Не используется | А1805RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 31857-06 | | 7 | ШОБ 0,4 кВ, секция № 2 0,4 кВ, пан. 4, ф. 11 | Т-0,66
Кл.т. 0,5
Ктт = 200/5
Рег. № 52667-13 | Не используется | А1805RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 31857-20 | | 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2. Допускается замена сервера БД без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО и устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке.
5. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
| ИК №№ | cos ( | I2≤ I изм | I5≤ I изм | I20≤ I изм | I100≤ I изм ≤I 120 | | 1, 2, 3 | 0,50 | ±4,9 | ±2,7 | ±3,1 | ±2,1 | ±2,3 | ±1,5 | ±2,3 | ±1,5 | | 4, 5 | 0,50 | - | - | ±5,5 | ±3,0 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,5 | | 6, 7 | 0,50 | - | - | ±5,4 | ±2,9 | ±2,7 | ±1,6 | ±1,9 | ±1,3 |
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
| ИК №№ | cos ( | I2≤ I изм | I5≤ I изм | I20≤ I изм | I100≤ I изм ≤I 120 | | 1, 2, 3 | 0,50 | ±5,1 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 | ±2,6 | ±3,1 | ±2,6 | ±3,1 | | 4, 5 | 0,50 | - | - | ±5,7 | ±4,0 | ±3,3 | ±3,2 | ±2,6 | ±3,1 | | 6, 7 | 0,50 | - | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,0 | ±3,1 | ±2,3 | ±3,0 |
Примечания к таблицам 3 и 4:
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
I2 – сила тока 2% относительно номинального тока ТТ;
I5 – сила тока 5% относительно номинального тока ТТ;
I20 – сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I100 – сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I120 – сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
Iизм – силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
δWоA – доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
δWоР – доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
δWA – доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
δWP – доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 7 | | Нормальные условия:
ток, % от Iном
напряжение, % от Uном
коэффициент мощности cos (
температура окружающего воздуха для счетчиков, (С: | от (2)5 до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25 | | Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
ток, % от Iном
напряжение, % от Uном
коэффициент мощности cos (
температура окружающего воздуха, °C:
для ТТ и ТН
для счетчиков
для сервера | от (2)5 до 120
от 90 до 110
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от -40 до +40
от 0 до +40
от +15 до +25 | | Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 | | Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 | | Формирование XML-файла для передачи внешним системам | Автоматическое | | Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов | Автоматическое | | Глубина хранения информации
Счетчики:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
Сервер ИВК:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 100
3,5 |
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. | | Трансформаторы тока | Т-0,66 | 3 | | Трансформаторы тока | TPU | 3 | | Трансформаторы тока | ТТН | 3 | | Трансформаторы тока | ТЛП-10 | 3 | | Трансформаторы тока | IMZ | 6 | | Трансформаторы тока | ТПЛ-10У3 | 2 | | Трансформаторы напряжения | UMZ | 6 | | Трансформаторы напряжения | TJC | 3 | | Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-ЭК | 3 | | Счетчики | А1805RAL-P4G-DW-4 | 1 | | Счетчики | А1805RAL-P4GB-DW-4 | 3 | | Счетчики | А1805RAL-P4GB1-DW-4 | 3 | | ИВК | АльфаЦЕНТР | 1 | | СОЕВ | УСВ-3 | 1 | | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Западная энергетическая компания» (2-ая очередь). Формуляр | АИИС.30эк/04022022-ТРП.ФО | 1 |
|
| Поверка | Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Западная энергетическая компания» (2-ая очередь)». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Западная энергетическая компания» (2-ая очередь).
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Межгосударственный стандарт. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы. Стадии создания
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Энергетическая компания «СТИ»
(ООО «ЭК «СТИ»)
Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Троицкий проспект, д. 12 лит. А, пом. 4 «Н»
ИНН 7839041402
Телефон (факс): +7 (812) 251-13-73 / 251-32-58
E-mail: info@ek-sti.ru
|
| Испытательный центр | Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений» (Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»)
Адрес: 630004, Российская Федерация, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4
Телефон (факс): +7 (383) 210-08-14, +7 (383) 210-13-60
E-mail: director@sniim.ru
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556.
| |
