Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности "Энерговыбор" для электроснабжения потребителей ТП-5270 10/0,4 кВ ПАО "Ленэнерго"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

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.

Описание

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.

Программное обеспечение

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.

Технические характеристики

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.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Поверка

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.

Сведения о методах измерений

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

Развернуть полное описание