| Номер в госреестре | 56803-14 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Подпорожские электрические сети" |
| Изготовитель | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург |
| Год регистрации | 2014 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Подпорожские электрические сети» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Подпорожские электрические сети», сбора, обработки, хранения полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;
- периодический (1 раз в 30 мин, 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электрической энергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т. п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - уровень точек измерения (уровень ТИ):
- трансформаторы тока (ТТ);
- трансформаторы напряжения (ТН);
- счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные;
- каналообразующая аппаратура;
2-й уровень - уровень устройства сбора и передачи данных (уровень УСПД):
- устройство сбора и передачи данных (УСПД);
- каналообразующая аппаратура;
3-й уровень - уровень базы данных (уровень БД):
- сервер баз данных (сервер БД);
- 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 счётчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных типа ЕвроАльфа и А1800.
Измерение активной мощности (Р) счетчиком электрической энергии выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = UI.
2 2 0 5
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 по предусмотренным каналам связи поступает на входы УСПД. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов 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 организациям-участникам розничного рынка электрической энергии к накопленной информации по основному или резервному каналам связи: коммутируемым линиям телефонной сети общего пользования или 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 БД ООО «Подпорожские электрические сети», осуществляющий синхронизацию собственных часов и часов УСПД, счетчиков по эталонным сигналам точного времени, полученным от тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ».
Сервер БД осуществляет коррекцию показаний собственных часов, коррекция осуществляется автоматически при расхождении показаний часов от эталона более, чем на ±2 с.
Сервер БД осуществляет коррекцию показаний часов УСПД, коррекция выполняется автоматически при расхождении показаний часов УСПД с часами сервера БД более, чем на ±2 с.
УСПД осуществляет коррекцию показаний часов счетчиков, коррекция осуществляется автоматически при расхождении показаний часов счетчиков с часами УСПД более, чем на ±2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков, УСПД и сервера БД.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
| Номер ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | Уро вень ИВКЭ | Уро вень ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС-368 «Никольская» 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, яч. ВЛ-110 кВ КР-1 | TG 145, 600/5, 0,2S ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 15651-06; Заводской номер: 02083, 02084, 02085 | CPB 123, 110000/^3/100/^3, 0,2 ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 47844-11; Заводской номер: 8705062, 8705063, 8705064 | ЕвроАльфа EA02RAL-B-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =100 В; Класс точности: по активной энергии - 0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 16666-07; Заводской номер: 01152872 | Устройство сбора и передачи данных RTU-327L01-E2-B06-М02, Госреестр СИ № 41907-09, зав.№ 007560; каналообразующая аппаратура | Сервер БД, ПО «АльфаЦЕНТР», Госреестр СИ № 44595-10 |
| 2 | ПС-383 «Терехово» 110/6 кВ, КРУН-6 кВ, яч.5 | ТЛО-10, 300/5, 0,5S ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 25433-08; Заводской номер: 22586, 22587, 22588 | НТМИ-6, 6000/100, 0,5 ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 50058-12; Заводской номер: 115 | Альфа А1800 A1805RAL^4G-DW-4; 1ном (1макс) = 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 № 31857-11; Заводской номер: 01261724 | ||
| 3 | ПС-383 «Терехово» 110/6 кВ, КРУН-6 кВ, яч.4 | ТЛО-10, 300/5, 0,5S ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 25433-08; Заводской номер: 22589, 22590, 22591 | НТМИ-6, 6000/100, 0,5 ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 50058-12; Заводской номер: 115 | Альфа А1800 A1805RAL^4G-DW-4; 1ном (1макс) = 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 № 31857-11; Заводской номер: 01261725 | ||
| 4 | ТП-1 «Толстое», ЗРУ-6 кВ, яч.8 | ТЛО-10, 300/5, 0,5S ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 25433-08; Заводской номер: 22592, 22593, 22594 | НТМИ-6, 6000/100, 0,5 ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 50058-12; Заводской номер: 086 | Альфа А1800 A1805RAL^4G-DW-4; 1ном (1макс) = 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 № 31857-11; Заводской номер: 01261726 | ||
| 5 | ТП-1 «Толстое», ЗРУ-6 кВ, яч.10 | ТЛО-10, 40/5, 0,5S ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 25433-08; Заводской номер: 22598, 22599, 22600 | НТМИ-6, 6000/100, 0,5 ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 50058-12; Заводской номер: 086 | Альфа А1800 A1805RAL^4G-DW-4; 1ном (1макс) = 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 № 31857-11; Заводской номер: 01261727 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 6 | ТП-1 «Толстое», | ТЛО-10, | НТМИ-6, | Альфа А1800, | Устройство сбора и передачи данных RTU-327L01-E2-B06-М02, Госреестр СИ № 41907-09, зав.№ 007560; каналообразующая аппаратура | |
| ЗРУ-6 кВ, яч.11 | 300/5, | 6000/100, | A1805RAL-Р4G-DW-4; | |||
| 0,5S | 0,5 | 1ном (1макс) = 5 (10) А; | ||||
| ГОСТ 7746-2001; | ГОСТ 1983-2001; | ином = 100 В; | ||||
| Госреестр СИ | Госреестр СИ | Класс точности: | », | |||
| № 25433-08; | № 50058-12; | по активной энергии - 0,5S, | Сервер БД, ПО «АльфаЦЕНТР Госреестр СИ № 44595-10 | |||
| Заводской номер: | Заводской номер: | по реактивной - 1,0; | ||||
| 22595, 22596, | 124 | ГОСТ Р 52323-2005, | ||||
| 22597 | ГОСТ Р 52425-2005; | |||||
| Госреестр СИ № 31857-11; | ||||||
| Заводской номер: 01261728 | ||||||
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков 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.
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 каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде.
Идентификационные данные ПО представлены в табл. 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование ПО | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «АльфаЦЕНТР» PE | отсутствует | 12.01 | 3E736B7F380863F44 CC8E6F7BD211C54 | MD5 |
ПО внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии ИВК «АльфаЦЕНТР», № 44595-10.
ПО «АльфаЦЕНТР» имеет свидетельство о метрологической аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 г., выданное ФГУП «ВНИИМС».
Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Отклонение напряжения от номинального, %
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А
6
110 (ИК 1)
6 (ИК 2 - 6)
±5
600 (ИК 1)
300 (ИК 2 - 4; 6) 40 (ИК 5)
от 1 до 120
0,5 - 1
от минус 30 до 30 (ИК 1)
от минус 5 до 30 (ИК 2 - 6) от 5 до 30 от минус 5 до 30
±5
120000
80000
Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока Коэффициент мощности, cos ф
Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:
- трансформаторов тока, трансформаторов напряжения
- УСПД
- счетчиков
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее:
- Альфа 1800
- ЕвроАльфа
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.
Таблица 3
| Номер ИК | Значение cos j | 0,0Пном < I < 0,05!ном | 0,05!ном < I < 0,2!ном | 0,21ном < I < Ином | Ином < I < 1,21ном |
| Активная энергия | |||||
| 1 | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 2 - 6 | 1,0 | ±2,5 | ±1,8 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,4 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 | |
| 0,5 | ±5,8 | ±3,6 | ±2,9 | ±2,9 | |
| Реактивная энергия | |||||
| 1 | 0,8 | - | ±2,3 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,5 | - | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 2 - 6 | 0,8 | - | ±4,5 | ±4,1 | ±4,1 |
| 0,5 | - | ±3,8 | ±3,5 | ±3,5 | |
Примечание - В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, средний срок службы 3 0 лет;
- счётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 3 0 лет;
- трансформаторы тока типа ТЛО-10 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400000 ч, средний срок службы 25 лет;
- трансформаторы тока типа TG 145 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 219000 ч, средний срок службы 25 лет;
- трансформаторы напряжения типа НТМИ-6(10) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35980 ч, средний срок службы 25 лет;
- трансформаторы напряжения типа СРВ 123 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 219000 ч, средний срок службы 25 лет;
- модем для коммутируемых линий STF/D5020i/105 - среднее время наработки на отказ не менее 50000 ч;
- преобразователь интерфейса ADAM 4520 - среднее время наработки на отказ не менее 150464 ч;
- УСПД RTU327L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч. Надежность системных решений:
а) резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники розничного рынка электрической энергии по основному каналу передачи данных по телефонной сети общего пользования или резервному каналу передачи данных по сети стандарта GSM;
б) регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД.
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электрического счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной колодки;
- УСПД;
б) защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
- счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
- УСПД - сохранение информации при отключении питания - 3 года;
- сервер БД - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Подпорожские электрические сети».
| 1. Трансформатор тока TG 145 | - 3 шт. |
| 2. Трансформатор тока ТЛО-10 | - 15 шт. |
| 3. Трансформатор напряжения CPB 123 | - 3 шт. |
| 4. Трансформатор напряжения НТМИ-6 | - 3 шт. |
| 5. Счётчик электрической энергии многофункциональный | |
| ЕвроАльфа EA02RAL-B-4 | - 1 шт. |
| 6. Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | |
| Альфа А1800 A1805RAL-P4G-DW-4 | - 5 шт. |
| 7. Устройство сбора и передачи данных RTU-327L01-E2-B06-М02 | - 1 шт. |
| 8. GSM модем ENFORA GSM1218 | - 1 шт. |
| 9. GSM модем Teleofis RX 108-R2 RS485 | - 2 шт. |
| 10. GSM модем Teleofis RX 100-R2 COM | - 1 шт. |
| 11. Модем для коммутируемых линий AnCOM STF/D5020i/105 | - 1 шт. |
| 12. Сервер БД | - 1 шт. |
| 13. ПО «АльфаЦЕНТР» | - 1 шт. |
| 14. Методика измерений 58317473.422231.1209-09.МИ | - 1 шт. |
| 15. Паспорт 58317473.422231.1209-09.ПС | - 1 шт. |
осуществляется по документу 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.
Методика измерений приведена в документе 58317473.422231.1209-09.МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Подпорожские электрические сети». Свидетельство об аттестации МИ № 01.00292.432.00300-2013 от 17 октября 2013 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Подпорожские электрические сети»
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».
- при осуществление торговли и товарообменных операций.
