| Номер в госреестре | 74130-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Мегафон" ЦОД Нижний Новгород, ул. Нартова, 6 |
| Изготовитель | АО "Новосибирскэнергосбыт", г.Новосибирск |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Мегафон» ЦОД Нижний Новгород, ул. Нартова, 6 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ПАО «Мегафон» ЦОД Нижний Новгород, ул. Нартова, 6, сбора, хранения и обработки полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную измерительную 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;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных на глубину не менее 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и ведение журнала событий;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений 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;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ имеет двухуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя:
- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
- счётчики электроэнергии.
ТТ выполняют функции масштабного преобразования тока.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования внутренних импульсов, число которых
подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временным интервалом времени в шкале UTC (SU).
ИВК АИИС КУЭ расположен в АО «Новосибирскэнергосбыт», включает в себя сервер сбора данных, сервер баз данных, автоматизированные рабочие места (АРМ), связующие и вспомогательные компоненты.
ИВК выполняет следующие функции:
- сбор, первичную обработку и хранение результатов измерений и служебной информации ИИК;
- занесение результатов измерений и их хранение в базе данных ИВК;
- пересчет результатов измерений с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН;
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
- передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» - Нижегородское РДУ, другим субъектам оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020, 80030.
- ведение журнала событий ИВК.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 для передачи данных от ИИК ТИ на уровне ИИК;
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS с использованием 3G/GPRS терминала TELEOFIS WRX-908 для передачи данных от ИИК в ИВК;
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных с уровня ИВК внешним системам.
ИИК ТИ, ИВК, устройства коммуникации и каналы связи образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭ включает в себя систему обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе устройства синхронизации времени УСВ-2 (рег. №41681-09). Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ работает следующим образом. Устройство синхронизации времени УСВ-2 формирует шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов точного времени системы GPS и передает её в ИВК. ИВК получает шкалу времени в постоянном режиме с помощью специализированной утилиты и при каждом опросе счетчиков вычисляет поправку времени часов счетчиков. И если поправка превышает величину ±2 c, ИВК формирует команду на синхронизацию счетчика. Счетчики типа ПСЧ-4ТМ.05МК допускают синхронизацию времени не чаще 1 раза в сутки.
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
В ИВК используется программное обеспечение «Энергосфера» из состава «Комплексы программно-технические измерительные ЭКОМ» (ПТК «ЭКОМ», Г. р. № 19542-05, разработка ООО "НПФ "Прософт-Е", г. Екатеринбург).
Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «средний».
Состав ИК и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
| №ИК | Диспетчерское наименование ИК | Состав первого уровня АИИС КУЭ | |
| Трансформатор тока | Счётчик электрической энергии | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | ВРУ-0,4 кВ ЦФ ПАО МегаФон, Ввод 0,4 кВ от ТП-7 | Т-0,66 мод. Т-0,66 У3 Ктр=400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 52667-13 | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл. т. 0,5S/1 Рег. № 64450-16 |
| 2 | ВРУ-0,4 кВ ЦФ ПАО МегаФон, Ввод 0,4 кВ от ТП-8 | Т-0,66 мод. Т-0,66 У3 Ктр=400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 52667-13 | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл. т. 0,5S/1 Рег. № 64450-16 |
| 3 | ТП-9 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-15 | ТТН Ктр=3000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 41260-09 | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл. т. 0,5S/1 Рег. № 64450-16 |
| 4 | ТП-9 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-14 | ТСН Ктр=3000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 26100-03 | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл. т. 0,5S/1 Рег. № 64450-16 |
| Примечание: 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик 2. Допускается замена УСПД и УСВ-2 на аналогичные утвержденных типов. 3. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ прядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| I, % от 1ном | Коэффи циент мощности | ИК № 1, 2 | ИК № 3, 4 | ||||
| 5wоA, % | 5wA, % | 5w^ % | 5wоA, % | 5wA, % | 5w^ % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 2 | 0,5 | - | - | - | ±4,7 | ±4,9 | ±3,7 |
| 2 | 0,8 | - | - | - | ±2,6 | ±2,9 | ±4,7 |
| 2 | 0,865 | - | - | - | ±2,3 | ±2,7 | ±5,5 |
| 2 | 1 | - | - | - | ±1,8 | ±2,3 | - |
| 5 | 0,5 | ±5,4 | ±5,5 | ±3,9 | ±2,8 | ±3,1 | ±3,3 |
| 5 | 0,8 | ±2,9 | ±3,2 | ±5,2 | ±1,7 | ±2,2 | ±3,8 |
| 5 | 0,865 | ±2,6 | ±2,9 | ±6,1 | ±1,6 | ±2,1 | ±4,1 |
| 5 | 1 | ±1,7 | ±1,9 | - | ±1,0 | ±1,3 | - |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 20 | 0,5 | ±2,7 | ±3,0 | ±3,1 | ±1,9 | ±2,3 | ±3,0 |
| 20 | 0,8 | ±1,5 | ±2,0 | ±3,6 | ±1,1 | ±1,8 | ±3,2 |
| 20 | 0,865 | ±1,3 | ±1,9 | ±3,9 | ±1,0 | ±1,7 | ±3,4 |
| 20 | 1 | ±1,0 | ±1,3 | - | ±0,8 | ±1,1 | - |
| 100, 120 | 0,5 | ±1,9 | ±2,3 | ±3,0 | ±1,9 | ±2,3 | ±3,0 |
| 100, 120 | 0,8 | ±1,1 | ±1,8 | ±3,2 | ±1,1 | ±1,8 | ±3,2 |
| 100, 120 | 0,865 | ±1,0 | ±1,7 | ±3,4 | ±1,0 | ±1,7 | ±3,4 |
| 100, 120 | 1 | ±0,8 | ±1,1 | - | ±0,8 | ±1,1 | - |
| Пределы допускаемых значений поправки часов, входящих в СОЕВ относительно шкалы времени UTC, ± 5 с | |||||||
| Примечание 1.В таблице использованы обозначения: 8WoA - доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении активной электрической энергии при вероятности Р=0,95; 5wA - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95; 5WP - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95. | |||||||
Таблица 4 - Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Период измерений активной и реактивной средней электрической 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 результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных | автоматическое |
| Г лубина хранения результатов измерений в базе данных, не менее, лет | 3,5 |
| Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ | автоматическое |
| Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: | |
| - температура окружающего воздуха (кроме ТТ), °С | от +0 до +40 |
| - температура окружающего воздуха (для ТТ), °С | от -40 до +40 |
| - частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - напряжение сети питания, В | от 198 до 242 |
| - индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более | 0,05 |
| Допускаемые значения информативных параметров: | |
| - ток, % От 1ном | от 2 до 120 |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - коэффициент мощности cos j | 0,5инд. - 1,0 - 0,8емк. |
наносится на титульный лист формуляра НЭС.АСКУЭ.082018.1-ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Мегафон» ЦОД Нижний Новгород, ул. Нартова, 6. Формуляр».
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт. |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТТН-Ш | 6 |
| Счетчики электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 4 |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер с ПО «Энергосфера» | - | 1 |
| Формуляр | НЭС.АСКУЭ.082018.1-ФО | 1 |
| Методика поверки | МП-170-RA.RU.310556-2018 | 1 |
осуществляется по документу МП-170-RA.RU.310556-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Мегафон» ЦОД Нижний Новгород, ул. Нартова, 6. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 14 ноября 2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК в соответствии с документом «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- устройства синхронизации времени УСВ-2 в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 234.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12 мая 2010 г.;
- NTP-серверы, из состава Государственного первичного эталона времени и частоты ГЭТ 1-2012 или вторичных эталонов времени и частоты.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Мегафон» ЦОД Нижний Новгород, ул. Нартова, 6. Свидетельство об аттестации методики измерений № 419-RA.RU.311735-2018 от 14 ноября 2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Мегафон» ЦОД Нижний Новгород, ул. Нартова, 6
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 16.09.2024 |
