| Номер в госреестре | 74154-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности "Энерговыбор" для электроснабжения потребителей ТП-5270 10/0,4 кВ ПАО "Ленэнерго" |
| Изготовитель | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности «Энерговыбор» для электроснабжения потребителей ТП-5270 10/0,4 кВ ПАО «Ленэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измере-ний. АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электроэнергии) и нарастающим итогом на начало расчетного периода (далее - результаты измерений), используемое для формирования данных коммерческого учета;
формирование данных о состоянии средств измерений;
периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств 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;
обработку, формирование и передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ХМЬ-формате по электронной почте организациям-участникам оптового рынка электрической энергии с электронной подписью;
передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической энергии;
обеспечение по запросу дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений на всех уровнях АИИС КУЭ;
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 системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - уровень информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных ЗАО «Энерговыбор-Усть-Луга» (далее сервер БД), УССВ-2, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура), программное обеспечение ПО «АльфаЦентр».
На уровне ИИК первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = UI.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) 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 предусмотренным каналам связи поступает на входы сервера БД уровня ИВК. Сервер БД осуществляет сбор и обработку результатов измерений, в том числе расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в XML-формате организациям-участникам оптового рынка электрической энергии производится по электронной почте с электронной подписью по выделенным каналам связи через интернет-провайдера.
Сервер БД уровня ИВК по запросу обеспечивает возможность дистанционного доступа организациям-участникам оптового рынка электрической энергии к компонентам АИИС КУЭ.
Для обеспечение единого времени на средствах измерений, влияющих на процесс измерения количества электрической энергии и мощности (счетчики электрической энергии уровня ИИК, сервер БД уровня ИВК), предусмотрена система обеспечения единого времени (СОЕВ).
СОЕВ обеспечивает единое календарное время (день, месяц, год, час, минута, секунда) на всех компонентах и уровнях системы.
Базовым устройством СОЕВ является устройство синхронизации времени типа УССВ-2, синхронизирующее собственные часы по сигналу навигационной системы ГЛОНАСС.
УССВ-2 ежесекундно посылает метку точного времени на сервер БД уровня ИВК и при расхождении времени более чем на 1 с программное обеспечение УССВ-2 производит синхронизацию часов сервера БД.
Сервер БД уровня ИВК не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электрической энергии уровня ИИК, при расхождении времени сервера БД и счетчиков более чем на 2 с происходит коррекция часов счетчиков.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера БД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | amrserver.exe |
| amrc.exe | |
| cdbora2.dll | |
| encryptdll.dll | |
| ac metrology.dll | |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.18.0.0 и выше |
| 4.18.21.0 и выше | |
| 4.16.0.0 и выше | |
| 2.0.0.0 и выше | |
| 12.1.0.0 | |
| Цифровой идентификатор ac_metrology.dll | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и метрологические характеристики
| Метрологические характеристики ИК | ||||||||
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ/ сервер | Вид электрической энергии | Границы допускаемой основной относительной погрешности, % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ТП-5270 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, I секция 10 кВ, яч.9 | ТЛО-10, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Регистрационный № 25433-11 | НАМИТ-10-2, 10000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Регистрационный № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01; !ном (1макс) = 5 (10) А; Шом =3х(57,7-115)/(100-200) В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.23-2012; Регистрационный № 36697-17 | УССВ-2 Регистрационный №54074-13/ HP ProLiant с ПО «АльфаЦЕНТР» | Активная Реактивная | ±1,9 ±2,9 | ±2,6 ±4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 2 | ТП-5270 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, II секция 10 кВ, яч.14 | ТЛО-10, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Регистрационный № 25433-11 | НАМИТ-10-2, 10000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Регистрационный № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Ином =3х(57,7-115)/(100-200) В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.23-2012; Регистрационный № 36697-17 | УССВ-2 Регистрационный №54074-13/ HP ProLiant с ПО «Альф аТ ЦЕНТР» | Активная Реактивная | ±1,9 ±2,9 | ±2,6 ±4,7 |
| Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от !ном, cosj = 0,8 инд. 4. Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, УССВ 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 таблице 2 метрологических характеристик. 5. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии - владельце АИИС КУЭ порядке. Изменения вносят в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 6. Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы ±5 с. | ||||||||
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 99 до 102 |
| ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности | 0,9 инд. |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +20 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| - ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности: | |
| - еоБф | от 0,5 до 1,0 |
| - sin9 | от 0,5 до 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| температура окружающей среды, °С | |
| - ТТ, ТН, счетчиков | от -10 до +30 |
| - УССВ | от +15 до +25 |
| Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| счетчиков СЭТ-4ТМ.03М | 220000 |
| трансформаторов тока ТЛО-10 | 400000 |
| трансформаторов напряжения НАМИТ-10-2 | 400000 |
| УССВ | 74500 |
| сервера БД | 100000 |
| Глубина хранения информации: счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
Резервирование каналов связи:
а) организованы два канала связи между уровнями ИИК и ИВК по GSM-сети. Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты: а) счетчиками электрической энергии: попыток несанкционированного доступа;
связи со счетчиком, приведшей к каким-либо изменениям данных; коррекции текущих значений времени и даты; отсутствия 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, напряжения; промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения; испытательных клеммных коробок; сервер БД.
б) защита информации на программном уровне:
установка паролей на счетчиках электрической энергии; установка пароля на сервер БД;
возможность использования цифровой подписи при передаче.
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Коли чество |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии электронные | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 2 шт. |
| GSM модем | iRZ АТМ21.В | 1 шт. |
| GSM модем | Teleofis RX101-R | 1 шт. |
| GSM-терминал | iRZ ES75i | 1 шт. |
| Коммутатор | Switch 4250T | 1 шт. |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации КТС | 58317473.422231.1810-04.ИЭ | 1 экз. |
| Паспорт АИИС КУЭ | 58317473.422231.1810-04.ПС | 1 экз. |
| Методика измерений АИИС КУЭ | 58317473.422231.1810-04.МИ | 1 экз. |
| Сервер БД | HP ProLiant | 1 шт. |
| Программное обеспечение «Альфа Центр» | АС SE | 1 шт. |
| В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений | ||
осуществляется по документу МИ 3000-2018 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- по МИ 3196-2018 Методика измерений нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации;
- по МИ 3195-2018 Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации;
- по МИ 3598-20018 Методика измерений потерь напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения в условиях эксплуатации;
- счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ 4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2017 г.;
- устройство синхронизации системного времени типа УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001 МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2.Методика поверки»;
- модуль коррекции времени типа МКВ-02Ц (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44097-10);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с модулем коррекции времени МКВ-02Ц;
- прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод. 20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр универсальный ТПУ-2-2У (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16373-08);
- прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин «Энерготестер ПКЭ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
приведены в документе 58317473.422231.1810-04.МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности «Энерговыбор» для электроснабжения потребителей ТП-5270 10/0,4 кВ ПАО «Ленэнерго». Свидетельство об аттестации № 11-RA.RU.311468-2018 от 10.12.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности «Энерговыбор» для электроснабжения потребителей ТП-5270 10/0,4 кВ ПАО «Ленэнерго»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
