| Номер в госреестре | 76436-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Лесогорской ГЭС (ГЭС-10) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1" |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОСЕРВИС» (ООО «ЭНЕРГОСЕРВИС»), г. Санкт-Петербург |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Лесогорской ГЭС (ГЭС-10) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1» (далее по тексту— АИИС КУЭ) предназначена для автоматического измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. АИИС КУЭ возможно использовать для передачи (получения) данных смежным субъектам энергетики. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут и нарастающим итогом приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности);
автоматический сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
периодический (не реже 1-го раза в сутки и/или по запросу (настраиваемый параметр)) автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
хранение результатов измерений;
передача результатов измерений в организации-участники оптового (розничного) рынка электроэнергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без неё;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т. п.);
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
автоматическое ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее — ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее — ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее — ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (далее — ИВК) — технические средства для организации локальной вычислительной сети и программно-технический комплекс (далее — ПТК) АИИС КУЭ, включающий аппаратные средства и программное обеспечение (далее - ПО) для обеспечения функции хранения результатов измерений (далее - сервер БД) и программное обеспечение для сбора и доступа к данным, их конфигурации и формирования автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ).
ПТК АИИС КУЭ развёрнут в центре обработки данных (далее - ЦОД) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». АРМы развёрнуты в ЦОД и на рабочих местах специалистов.
На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии (измерительный канал). Измеренная электрическая энергия за интервал времени 30 мин записывается в энергонезависимую память счетчика.
На втором уровне происходит: настройка параметров ИВК; сбор данных из памяти счетчиков в БД; хранение данных в БД;
формирование справочных и отчетных документов;
передача информации смежным субъектам электроэнергетики — участникам оптового рынка электрической энергии и мощности и в программно-аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО);
настройка, диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
поддержание точного времени в системе.
ПТК АИИС КУЭ производит сбор данных из памяти счетчиков электроэнергии и их хранение в БД, обработку, отображение, подготовку отчетных документов, а также формирование и передачу информации в виде утвержденных макетов в ПАК КО и другим участникам энергосистемы в рамках согласованных регламентов. ПТК имеет возможность двунаправленного обмена данными с другими ПТК как макетами утвержденных форм, так и данными в собственном формате. Отправка данных по электронной почте в XML-формате возможна с ЭЦП и без неё.
Для поддержания единого времени в АИИС КУЭ используется шкала времени сервера синхронизации времени Метроном-1000 (регистрационный № 56465-14). ПТК АИИС КУЭ не менее одного раза в сутки синхронизирует часы с сервером времени при расхождении более чем на ±2 с (настраиваемый параметр). ПТК АИИС КУЭ синхронизирует часы счётчиков при сеансах связи при расхождении времени более чем на ±2 с.
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 может применяться программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» или (ПО) «Энергосфера».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменения параметров, защиту прав пользователей и входа с помощью пароля, кодирование данных при передаче, что соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО «АльфаЦЕНТР» | amrserver.exe amrc.exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО «АльфаЦЕНТР» | 4.20.0.0 и выше 4.20.8.1 и выше 4.16.0.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ac metrology.dll | 3 e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Идентификационное наименование ПО «Энергосфера» | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО «Энергосфера» | 1.1.1.1 и выше |
| Цифровой идентификатор pso metr.dll | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
| Номер и диспетчерское наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | |
| 10.1 | Г-1 выводы генератора | ТЛП-10-1 2000/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 30709-08 | UGE 3-35 10000/V3/100/V3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 25475-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 !ном ([макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
| 10.2 | Г-2 выводы генератора | ТЛП-10-1 2000/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 30709-08 | UGE 3-35 10000/V3/100/V3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 25475-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 [ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | |
| 10.3 | Г-3 выводы генератора | ТЛП-10-1 2000/5 0,2S ГОСТ 7746-2001; Регистрационный № 30709-08 | UGE 3-35 10000/V3/100/V3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 25475-06; | A1802RALQ-P4GB-DW-4 [ном ([макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
| 10.4 | Г-4 выводы генератора | ТЛП-10-1 2000/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 30709-08 | UGE 3-35 10000/V3/100/V3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 25475-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 [ном ([макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
| 10.5 | ГЭС-10, ЗРУ-110 кВ, яч. 3, ВЛ-110 кВ ЛС-6 | KOTEF 126 600/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 62296-15 | KOTEF 126 110000/V3 / 100/V3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 62296-15 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 [ном ([макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
| 10.6 | ГЭС-10, ЗРУ-110 кВ, яч. 8, ВЛ-110 кВ ЛС-9 | KOTEF 126 600/5 0,2S; ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 62296-15 | KOTEF 126 110000/V3 / 100/V3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 62296-15 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 [ном ([макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
| 10.7 | ГЭС-10, ЗРУ-110 кВ, яч. 2, ВЛ-110 кВ ЛС-13 | KOTEF 126 600/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 62296-15 | KOTEF 126 110000/V3 / 100/V3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 62296-15 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 [ном ([макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | |
| 10.8 | ГЭС-10, ЗРУ-110 кВ, яч. 9, ВЛ-110 кВ ЛС-10 | KOTEF 126 600/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 62296-15 | KOTEF 126 110000/V3 / 100/V3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 62296-15 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 !ном ([макс) = 5 (10) А Шом =3х57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
| 10.9 | ГЭС-10, ЗРУ-10 кВ, яч. 1, ВЛ-10 кВ ТМН-4 | ТЛП-10-1 600/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 30709-08; | UGE 3-35 10000/V3/100/V3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 [ном (1макс) = 5 (10) А ином =3х57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
| 10.10 | ГЭС-10 ЗРУ-10 кВ яч. 6 КЛ-10 кВ ЛЛСГ-1 | ТЛО-10 600/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 25433-07 | UGE 3-35 10000/V3/100/V3 0,5 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 [ном (1макс) = 5 (10) А ином =3х57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
| Примечание: - допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа и эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть | ||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электрической энергии | Границы допускаемой основной относительной погрешности, % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 10.1-10.4 | Активная | ±0,9 | ±1,1 |
| Реактивная | ±1,4 | ±2,0 | |
| 10.5-10.8 | Активная | ±1,3 | ±1,8 |
| Реактивная | ±1,9 | ±3,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 10.9 | Активная | ±1,8 | ±2,2 |
| Реактивная | ±2,7 | ±4,1 | |
| 10.10 | Активная | ±1,9 | ±2,3 |
| Реактивная | ±2,9 | ±4,2 |
Примечания:
1 .Характеристики погрешности ИИК даны для измерений электроэнергии за период 0,5 ч.
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном, cosj = 0,8инд.
| Таблица 4 - Основные технические характеристики | |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 10 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином - ток, % от 1ном - частота, Г ц - коэффициент мощности cosф температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 1 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Г ц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от 95 до 105 от 2 до 120 от 0,5инд. до 0,8емк. от 49,6 до 50,4 от -30 до +30 от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 120000 80000 24 |
| Глубина хранения информации счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - при отключении питания, лет, не менее сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45 10 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности системы обеспечения единого времени, с | ±5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
ИВК - коэффициент готовности не менее Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ АИИс = 0,99 - коэффициент готовности;
Т0 ИК(АИИС) = 1141 ч. - среднее время наработки на отказ.
Надежность системник решений:
применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающиx требованиям [EC - Стандартов;
стойкость к электромагнитным воздействиям; ремонтопригодность;
программное обеспечение отвечает требованиям [SO 9001; функция контроля процесса работы и средства диагностики системы; резервирование электропитания оборудования системы; резервирование каналов связи.
Регистрация событий: журнал событий счетчика:
факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данные и конфигурации;
факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
журнал событий ИВК:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов ТТ и ТН;
факт и величина синxронизации (коррекции) времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий» ИИК.
Защищённость применяемые компонентов:
меxаническая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчётчиков;
промежуточный клеммников вторичные цепей напряжения; испытательные коробок.
Защита информации на программном уровне:
результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
пароля на доступ к счетчику; ролей пользователей в ИВК.
Возможность коррекции времени в:
электросчетчикаx (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о результатаx измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количе ство |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛП-10-1 | 15 шт. |
| Трансформатор напряжения | UGE 3-35 | 18 шт. |
| Трансформатор напряжения | KOTEF 126 | 12 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 4 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1805RALQ-P4GB-DW-4 | 6 шт. |
| Программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосфера» | 1 экз. |
| Инструкция по формированию и ведению базы данных | ЭС-52-08/2017-10.И4 | 1 экз. |
| Инструкция по эксплуатации | ЭС-52-08/2017-10.ИЭ | 1 экз. |
| Руководство пользователя | ЭС-52-08/2017-10.ИЗ | 1 экз. |
| Технологическая инструкция | ЭС-52-08/2017-10.И2 | 1 экз. |
| Паспорт | ЭС-52-08/2017-10.ПС | 1 экз. |
| В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений | ||
осуществляется по документу МИ 3000-2018 «Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока (ТТ) в соответствии с ГОСТ 8.217-2003. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения (ТН) 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 типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- миллитесламетр универсальный ТП2-2У (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);
- прибор для измерения действующих значений силы тока и напряжения вольтамперфа-зометр «ПАРМА ВАФ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-05).
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 ЭС-62-06/2019-10.МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Лесогорской ГЭС (ГЭС-10) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». Свидетельство об аттестации №1-RA.RU.311468-2019 от 01.03.2019 г.
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 |
