Изображение | ![](/templates/poverka_lk_may/images/not-image.png) Номер в госреестре | |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Лесогорской ГЭС (ГЭС-10) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1" |
Обозначение типа | |
Производитель | Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОСЕРВИС» (ООО «ЭНЕРГОСЕРВИС»), г. Санкт-Петербург |
Описание типа | Скачать |
Методика поверки | Скачать |
Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
Допускается поверка партии | Нет |
Наличие периодической поверки | Да |
Сведения о типе | Заводской номер |
Срок свидетельства или заводской номер | 110 |
Назначение | 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.
|
Описание | 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.
|
Программное обеспечение | В АИИС КУЭ может применяться программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» или (ПО) «Энергосфера».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматри-вает 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.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
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 | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 | 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 |
|
Метрологические и технические характеристики | 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/√3/100/√3
0,2
ГОСТ 1983-2001
Регистрационный
№ 25475-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А Uном =3х57/100 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/√3/100/√3
0,2
ГОСТ 1983-2001
Регистрационный
№ 25475-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А Uном =3х57/100 В
класс точности:
по активной энергии - 0,2S
по реактивной – 0,5
ГОСТ Р 52323-2005
ГОСТ Р 52425-2005
Регистрационный
№ 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
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/√3/100/√3
0,2
ГОСТ 1983-2001
Регистрационный
№ 25475-06; | A1802RALQ-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А Uном =3х57/100 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/√3/100/√3
0,2
ГОСТ 1983-2001
Регистрационный
№ 25475-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) АUном =3х57/100 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/√3 / 100/(3
0,2
ГОСТ 1983-2001
Регистрационный
№ 62296-15 | A1805RALQ-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А Uном =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 | 10.6 | 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/√3 / 100/(3
0,2
ГОСТ 1983-2001
Регистрационный
№ 62296-15 | A1805RALQ-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А Uном =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 | 10.7 | 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/√3 / 100/(3
0,2
ГОСТ 1983-2001
Регистрационный
№ 62296-15 | A1805RALQ-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А Uном =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 |
Продолжение таблицы 2
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/√3 / 100/(3
0,2
ГОСТ 1983-2001
Регистрационный
№ 62296-15 | A1805RALQ-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) АUном =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/√3/100/√3
0,2
ГОСТ 1983-2001
Регистрационный
№ 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А Uном =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/√3/100/√3
0,5
ГОСТ 1983-2001
Регистрационный
№ 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А Uном =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 | 10.5-10.8 | Активная | ±1,3 | ±1,8 |
Продолжение таблицы 3
1 | 2 | 3 | 4 | 10.9 | Активная | ±1,8 | ±2,2 | 10.10 | Активная | ±1,9 | ±2,3 | 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 Iном, cos( = 0,8инд. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики | Значение | Количество измерительных каналов | 10 | Нормальные условия:
параметры сети: | | - напряжение, % от Uном | от 98 до 102 | - ток, % от Iном | от 1 до 120 | - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 | - коэффициент мощности cosϕ | 0,87 | температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 | Условия эксплуатации:
параметры сети: | | - напряжение, % от Uном | от 95 до 105 | - ток, % от Iном | от 2 до 120 | - коэффициент мощности | от 0,5инд. до 0,8емк. | - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 | температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -30 до +30 | температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | 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 | 45 | - при отключении питания, лет, не менее | 10 | сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 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 Kг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tв = 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 системных решений:
применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC – Стандартов;
стойкость к электромагнитным воздействиям;
ремонтопригодность;
программное обеспечение отвечает требованиям ISO 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 данных 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 синхронизации (коррекции) времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий» ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательных 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:
электросчетчиках (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
|
Комплектность | Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Обозначение | Количество | 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 |
|
Поверка | осуществляется по документу МИ 3000-2018 «Системы автоматизированные информационно-измерительные 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 вольтамперфазометр «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.
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии(АИИС КУЭ) Лесогорской ГЭС (ГЭС-10) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОСЕРВИС»(ООО «ЭНЕРГОСЕРВИС»)
ИНН 7802222000
Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург,7-я Красноармейская ул., д. 18, литер А, пом.7-Н
Телефон: 8 (812) 368-02-70, 8 (812) 368-02-71
Факс: 8 (812) 368-02-72
Е-mail: office@energoservice.net
|
Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Санкт-Петербурге и Ленинградской области»
(ФБУ «Тест-С.-Петербург»)
Адрес: 190103, г. Санкт-Петербург, ул. Курляндская, д. 1
Телефон: 8 (812) 244-62-28, 8 (812) 244-12-75
Факс: 8 (812) 244-10-04
E-mail: letter@rustest.spb.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Тест-С.-Петербург» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311484 от 03.02.2016 г.
| |