| Номер в госреестре | 57445-14 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности БКПТ 10/04 кВ ООО "Петербургрегионгаз" |
| 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 БКТП 10/04 кВ ООО «Петербургрегионгаз» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, полученной, переданной и потребленной на собственные нужды БКТП 10/04 кВ ООО «Петербургрегионгаз» (по адресу: г. Санкт-Петербург, ул. Доблести, уч. 2), 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:
- 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 данных об измеренных величинах в стандартной базе данных (БД) в течение не менее 3,5 лет;
- автоматический сбор информации о состоянии средств измерений;
- обеспечение ежесуточного резервирования БД на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к БД для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с БД;
- передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений на ЦСОД гарантирующего поставщика (энергосбытовой компании);
- 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;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ);
- вторичные измерительные цепи;
- счетчики электрической энергии;
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:
- сервер баз данных - ЦСОД ОАО «СПбЭС» (далее сервер БД);
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
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 (I) и 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.
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 основному и резервному каналам GSM-связи поступает на верхний уровень системы.
На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному и по резервному каналам GSM связи.
Коррекция показаний часов счетчиков производится от часов сервера БД ЦСОД ОАО «СПбЭС» в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД ЦСОД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировок.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| Номер ИК | Наименование присоединения | Состав измерительных каналов | ||
| ТТ | Счетчик электрической энергии | Оборудование ИВК (2-й уровень) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 секция, ввод № 1 | ТШЛ-0,66; 800/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47957-11 Заводской номер: 1727 1725 1728 | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN; !ном (Ыакс) = 5 (7,5) А; ^ом = 400 В; Класс точности: - 0,5S по активной энергии ГОСТ Р 52323-2005; - 1,0 по реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; Заводской номер: 13033038 | Каналообразующая аппаратура; сервер ЦСОД ОАО «СПБЭС»; ПО «Пирамида 2000» |
| 2 | БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 секция, ввод №2 | ТШЛ-0,66; 800/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47957-11 Заводской номер: 1613 1611 1673 | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN; !ном (Ыакс) = 5 (7,5) А; ^ом = 400 В; Класс точности: - 0,5S по активной энергии ГОСТ Р 52323-2005; - 1,0 по реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; Заводской номер: 13033090 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 3 | БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 секция, КЛ-0,4 кВ (ФОК) | ТШП-0,66; 500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47957-11 Заводской номер: 3063248 3063247 3063262 | Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN; 1ном (Ыакс) = 5 (7,5) А; ^ом = 400 В; Класс точности: - 0,5S по активной энергии ГОСТ Р 52323-2005; - 1,0 по реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; Заводской номер: 13166341 | Каналообразующая аппаратура; сервер ЦСОД ОАО «СПБЭС»; ПО «Пирамида 2000» |
| 4 | БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 секция, КЛ-0,4 кВ (ФОК) | ТШП-0,66; 500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47957-11 Заводской номер: 3065677 3063254 3063264 | Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN; !ном (Ыакс) = 5 (7,5) А; ^ом = 400 В; Класс точности: - 0,5S по активной энергии ГОСТ Р 52323-2005; - 1,0 по реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; Заводской номер: 13166393 | |
| 5 | БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 секция, ЩСН | - | Меркурий 230 ART-02 PQRSIN; !ном (Ыакс) = 10(100) А; ^ом = 400 В; Класс точности : - 1,0 по активной энергии ГОСТ Р 52322-2005; - 2,0 по реактивной ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; Заводской номер: 11175270 | |
| 6 | БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 секция, ЩСН | - | Меркурий 230 ART-02 PQRSIN; !ном (Ыакс) = 10(100) А; ^ом = 400 В; Класс точности : - 1,0 по активной энергии ГОСТ Р 52322-2005; - 2,0 по реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; Заводской номер: 11175464 |
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Экспертиза ПО «Пирамида 2000» на соответствие требованиям нормативной документации проведена ФГУП «ВНИИМС» 26.10.2011 г.
Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» соответствует уровню «С» в соответствии с разделом 2.6 МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» приведены в табл. 2.
Таблица 2
| Наименование ПО | Наименование файла | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 | MD5 |
| Модуль расчета небаланса энергии/мощности | CalcLeakage.dll | 3 | b1959ff70beleb17c 83f7b0f6d4a132f | MD5 |
| Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac | MD5 |
| Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseModbus.dll | 3 | c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePiramida.dll | 3 | ecf532935cala3fd32 15049af1fd979f | MD5 |
| Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | SynchroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
| Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 | MD5 |
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета
6
0,4
±5
800 (ИК 1 - 2) 500 (ИК 3 - 4)
от 1 до 120 (ИК 1 - 4)
от 5 до 1000 (ИК 5 - 6)
0,5 - 1 от 10 до 30 ±5
150000
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ
Отклонение напряжения от номинального, %
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А
Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока Диапазон изменения тока в % от базового значения тока Коэффициент мощности, cos ф
Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С
- трансформаторов тока, счетчиков
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее:
- Меркурий 230 ART
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3 (ИК 1 - 4) и 4 (ИК 5, 6).
Таблица 3
| № ИК | Значение cos j | 0,011ном < I < 0,051ном | 0,051ном < I < 0,21ном | 0,21ном < I < 1,01ном | 1,01ном < I < 1,21ном |
| Активная энергия | |||||
| 1 - 4 | 1,0 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 |
| 1 - 4 | 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,7 |
| 1 - 4 | 0,5 | ±5,5 | ±3,1 | ±2,3 | ±2,3 |
| Реактивная энергия | |||||
| 1 - 4 | 0,8 | Не регламентируется | ±4,1 | ±3,5 | ±3,5 |
| 1 - 4 | 0,5 | Не регламентируется | ±3,5 | ±3,2 | ±3,2 |
Таблица 4
| № ИК | Значение cos j | 0,05!б < I < 0,2!б | 0,2k < I < 1,0!б | 1,0k < I < 10!б |
| Активная энергия | ||||
| 5 - 6 | 1 | ±3,1 | ±2,8 | ±2,8 |
| 5 - 6 | 0,8 | ±3,1 | ±2,8 | ±2,8 |
| 5 - 6 | 0,5 | ±3,3 | ±3,0 | ±3,0 |
| № ИК | Значение cos j | 0,051б < I < 0,21б | 0,21б < I < 1,01б | 1,01б < I < 101б |
| Реактивная энергия | ||||
| 5 - 6 | 0,8 | ±5,6 | ±5,4 | ±5,4 |
| 5 - 6 | 0,5 | ±5,3 | ±5,1 | ±5,1 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 ч, средний срок службы 3 0 лет;
- трансформаторы тока типа ТШЛ-0,66 и ТШП-0,66 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4000000 ч, средний срок службы 30 лет;
- асинхронный сервер МОХА NPort 6450 - среднее время наработки на отказ не менее 246034 ч;
- контроллер СИКОН ТС 65 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 ч, средний срок службы 12 лет;
- GSM-модем Teleofis RX100-R2 - среднее время наработки на отказ не менее 30000 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи;
- регистрация времени и даты в журналах событий счетчиков электрической энергии:
- попыток несанкционированного доступа;
- связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
- коррекции текущих значений времени и даты;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывов питания;
- самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии;
- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательных клеммных коробок;
б) защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на сервер ЦСОД.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;
- сервер ЦСОД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности БКТП 10/04 кВ ООО «Петербургрегионгаз».
| 1. | Трансформатор тока ТШЛ-0,66 | - 6 шт. |
| 2. | Трансформатор тока ТШП-0,66 | - 6 шт. |
| 3. | Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN | - 2 шт. |
| 4. | Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN | - 2 шт. |
| 5. | Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART2-02 PQRSIN | - 2 шт. |
| 6. | Асинхронный сервер МОХА NPort 6450 | - 1 шт. |
| 7. | GSM/GPRS модем Teleofis RX 100-R2 | - 1 шт. |
| 8. | Контроллер Сикон ТС65 | - 1 шт. |
| 9. | Сервер БД | - 1 шт. |
| 10 | . Программное обеспечение «Пирамида 2000» | - 1 шт. |
| 11 | . Методика измерений 58317473.422231.1208-09.ДС7.МИ | - 1 шт. |
| 12 | . Паспорт 58317473.422231.1208-09.ДС7 ПС | - 1 шт. |
осуществляется по МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная 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 «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности БКТП 10/04 кВ ООО «Петербургрегионгаз» 58317473.422231.1208-09.ДС7.МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.000316-2014 от 24.02.2014 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности БКТП 10/04 кВ ООО «Петербургрегионгаз»
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 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
