| Номер в госреестре | 52376-13 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ФГУП НПО "Импульс" |
| Изготовитель | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ФГУП НПО «Импульс» (далее - АИИС КУЭ), расположенная по адресу: Санкт-Петербург, ул. Киришская, д. 2, предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ФГУП НПО «Импульс» сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее
3,5 лет;
- обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам розничного рынка электрической энергии (далее внешним организациям);
- предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - уровень точек измерений(уровень ТИ), включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ);
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН);
- вторичные измерительные цепи;
- многофункциональные электронные счетчики электрической энергии.
2-й уровень - уровень устройства сбора и передачи данных (уровень УСПД), включающий:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД);
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
3-й уровень - уровень базы данных (уровень БД), включающий:
- сервер баз данных (сервер БД);
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока и (I) рассчитывает полную мощность S = UI.
Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) по периоду основной частоты сигналов.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S - P ) ’ .
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициента трансформации ТТ и ТН, хранение полученной информации и передачу накопленных данных на верхний уровень системы (уровень БД), отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа внешним организациям электрической энергии к накопленной информации по коммутируемой телефонной линии или по резервному каналу GSM связи.
Сервер БД осуществляет дальнейшую обработку поступающей информации, долгосрочное хранение данных, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя сервер коммерческого учета энергосбытовой компании, осуществляющий синхронизацию часов УСПД по эталонным сигналам точного времени, полученным от тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ».
УСПД осуществляет коррекцию показаний часов счетчиков и показаний часов сервера БД, коррекция выполняется автоматически при расхождении показаний часов счетчиков и сервера БД с часами УСПД более, чем на ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в Журнале событий счетчиков, УСПД и сервера БД. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, УСПД, сервера БД) не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции показаний часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
Состав измерительных каналов
№ Наименование
| ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | УСПД | Оборудование Сервера БД (3-й уровень) | ||
| 1 | РП 9220-10 кВ, фид. 124-82/182 | ТПЛ-10-М; 300/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 22192-03; Заводской номер: 296, 2882, 2881 | 3хЗНОЛ.06-10; 10000^3/100^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 3344-04; Заводской номер: 2747, 2750, 2751 | ЕвроАльфа, ЕA05RAL-В-4W; !ном (макс) = 5 (10) А; ином =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 16666-07; Заводской номер: 01089949 | RTU 325L-E2-512-M2-B2; Госреестр СИ № 37288-08; Заводской номер: 005670, каналообразующая аппаратура | Каналообразующая аппаратура, Сервер БД, ПО «АльфаЦЕНТР» |
| 2 | РП 9220-10 кВ, фид. 124-53/153 | ТПЛ-10-М; 300/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-03; Заводской номер: 2886, 2887, 2891 | 3хЗНОЛ.06-10; 10000^3/100^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 3344-04; Заводской номер: 2363, 2389, 2366 | ЕвроАльфа, ЕA05RAL-В-4W; !ном (макс) = 5 (10) А; ином =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 16666-07; Заводской номер: 01089956 | ||
| 3 | ТП-11, Т-1 ввод 0,4 кВ | Т-0,66; 1000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 22656-07; Заводской номер: 126901, 126899, 126900 | - | Альфа А1800, A1805RAL-P4GB-DW-4; !ном ([макс) = 5 (10) А; ином =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-06; Заводской номер: 01191972 | ||
| 4 | ТП-11, Т-2 ввод 0,4 кВ | Т-0,66; 1000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 22656-07; Заводской номер: 127100, 127099, 127084 | - | Альфа А1800, A1805RAL-P4GB-DW-4; [ном ([макс) = 5 (10) А; ином =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-06; Заводской номер: 01191973 | ||
| 5 | ТП-10, Т-3 ввод 0,4 кВ | Т-0,66; 400/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 22656-07; Заводской номер: 114747, 114931, 114748 | - | Альфа А1800, A1805RAL-P4GB-DW-4; [ном ([макс) = 5 (10) А; ином =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-06; Заводской номер: 01191975 |
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Допускается замена УСПД на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматический параллельный опрос счетчиков электрической энергии с использованием различных типов каналов связи и коммуникационного оборудования, расчет электрической энергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде.
ПО «АльфаЦЕНТР» внесено в Государственный реестр средств измерений РФ в составе комплексов измерительно-вычислительных для учета электрической энергии «Альфа ЦЕНТР» под № 44595-10.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - C.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.
Таблица 2
| 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 «Альфа ЦЕНТР» AC_PE_10 | программа-планировщик опроса и передачи данных | Amrserver.exe | 3.16.2.0 | 350FEA312941B2C2E 00A590FB617AE45 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | 3.16.2.0 | 529AF5CC49B0C00D C58D808DA82BD8A6 | ||
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 3.16.2.0 | 2A2C0968FE99124A2 F9813CBD285A6F7 | ||
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 3.9.0.0 | 5F7BED5660C061FC8 98523478273176C | ||
| библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 2.0.0.0 | 0939CE05295FBCBBB A400EEAE8D0572C | ||
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | нет данных | B8C331ABB5E344441 70EEE9317D635CD |
Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в
табл. 3.
Таблица 3
| Количество ИК коммерческого учета | 5 |
| Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | 0,4; 10 |
| Отклонение напряжения от номинального, % | ±5 |
| Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов,А | 300 (ИК 1, ИК 2) 400 (ИК 5) 1000 (ИК 3, ИК 4) |
Продолжение таблицы 3
| Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока | от 1 до 120 |
| Коэффициент мощности, cos ф | 0,5 - 1 |
| Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: - трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, УСПД, счетчиков - трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, счетчиков - УСПД | от 0 до 30 (ИК 1, ИК 2) от минус 10 до 30 (ИК 3 - ИК 5) от 0 до 30 (ИК 3 - ИК 5) |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с | ±5 |
| Средняя наработка на отказ электрических счетчиков, ч, не менее | 80000 (ИК 1, ИК 2) 120000 (ИК 3 - ИК 5) |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 4.
Таблица 4
| № ИК | Наименование присоединения | Значение cosj | 1%1ном < I < 5%1ном | 5%1ном < I < 20%1ном | 20%1ном < I < 100%1ном | 100%1ном < I < 120%1ном |
| Активная энергия | ||||||
| 1 2 | РП 9220-10 кВ, фид.124-82/182 РП 9220-10 кВ, фид.124-53/153 | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 3 4 5 | ТП-11, Т-1 ввод 0,4 кВ ТП-11, Т-2 ввод 0,4 кВ ТП-10, Т3 ввод 0,4 кВ | ±2,5 | ±1,8 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 1 2 | РП 9220-10 кВ, фид.124-82/182 РП 9220-10 кВ, фид.124-53/153 | 0,8 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| 3 4 5 | ТП-11, Т-1 ввод 0,4 кВ ТП-11, Т-2 ввод 0,4 кВ ТП-10, Т3 ввод 0,4 кВ | ±3,4 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 1 2 | РП 9220-10 кВ, фид.124-82/182 РП 9220-10 кВ, фид.124-53/153 | 0,5 | ±5,7 | ±3,5 | ±2,8 | ±2,8 |
| 3 4 5 | ТП-11, Т-1 ввод 0,4 кВ ТП-11, Т-2 ввод 0,4 кВ ТП-10, Т3 ввод 0,4 кВ | ±5,7 | ±3,5 | ±2,8 | ±2,8 | |
| Реактивная энергия | ||||||
| 1 2 | РП 9220-10 кВ, фид.124-82/182 РП 9220-10 кВ, фид.124-53/153 | 0,8 | ±5,7 | ±4,4 | ±3,9 | ±3,9 |
| 3 4 5 | ТП-11, Т-1 ввод 0,4 кВ ТП-11, Т-2 ввод 0,4 кВ ТП-10, Т3 ввод 0,4 кВ | ±5,9 | ±4,6 | ±4,2 | ±4,2 | |
| 1 2 | РП 9220-10 кВ, фид.124-82/182 РП 9220-10 кВ, фид.124-53/153 | 0,5 | ±4,2 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 |
| 3 4 5 | ТП-11, Т-1 ввод 0,4 кВ ТП-11, Т-2 ввод 0,4 кВ ТП-10, Т3 ввод 0,4 кВ | ±4,4 | ±3,9 | ±3,6 | ±3,6 | |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ, Альфа А1800 не менее 120000 ч, Евро Альфа не менее 80000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ для Т-0,66 не менее 219000 ч, для ТПЛ-10-М не менее 4000000 ч, средний срок службы для Т-0,66 25 лет, для ТПЛ-10-М не менее 30 лет;
- трансформаторы напряжения - среднее время наработки на отказ для ЗНОЛ.06-10 не менее 4000000 ч, средний срок службы 30 лет;
- УСПД - среднее время наработки на отказ, не менее 100000 ч, средний срок службы 30 лет;
- GSM модем - среднее время наработки на отказ, не менее 2198760 ч;
- модем для коммутируемых линий, не менее 45000 ч;
- сервер БД - среднее время наработки на отказ, не менее 100000 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью устройства АВР;
- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:
- счетчиками электрической энергии:
о попыток несанкционированного доступа;
о связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных; о коррекции текущих значений времени и даты; о отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях; о перерывов питания;
о самодиагностики (с записью результатов);
- УСПД:
о попыток несанкционированного доступа; о связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных; о перезапуска УСПД;
о коррекции текущих значений времени и даты; о перерывов питания;
о самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии;
- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательных клеммных коробок;
- УСПД.
Защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД;
- возможность использования цифровой подписи при передачи данных.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;
- УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях по каждому ИК не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - не менее 5 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности.
| Наименование | Обозначение (марка и/или тип оборудования, версия ПО) | Кол-во |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 6 |
| Т-0,66 | 9 | |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06-10 | 6 |
| Счетчик электрической энергии | EA05RAL-B-4W | 2 |
| А1805RAL-P4GB-DW-4 | 3 | |
| УСПД | RTU 325L-E-512-M2-B2 | 1 |
| GSM-модем | Siemens TC-35 | 1 |
| Модем для коммутируемых линий | U.S.Robotics 56 k | 1 |
| Сервер БД | ПЭВМ (IBM совместимый) | 1 |
| Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» | AC_PE_10 | 1 |
| Инструкция по формированию и ведению базы данных | 58317473.422231.1011-05.И4 | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 58317473.422231.1011-05.ИЭ | 1 |
| Руководство пользователя | 58317473.422231.1011-05.И3 | 1 |
| Технологическая инструкция | 58317473.422231.1011-05.И2 | 1 |
| Методика измерений | 58317473.422231.1011-05.МИ | 1 |
| Паспорт | 58317473.422231.1011-05.ПС | 1 |
осуществляется в соответствии с документом МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
- средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в табл. 2 МИ 3000-2006.
Измерения производятся в соответствии с документом 58317473.422231.1011-05. МИ. «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ФГУП НПО «Импульс». Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00243-2012 от 19.10.2012.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ФГУП НПО «Импульс»
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
- осуществление торговли и товарообменных операций.
