Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности БКПТ 10/04 кВ ООО "Петербургрегионгаз". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности БКПТ 10/04 кВ ООО "Петербургрегионгаз"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 664 п. 41 от 26.05.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности БКТП 10/04 кВ ООО «Петербургрегионгаз» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, полученной, переданной и потребленной на собственные нужды БКТП 10/04 кВ ООО «Петербургрегионгаз» (по адресу: г. Санкт-Петербург, ул. Доблести, уч. 2), сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

-    периодический (1 раз в 30 мин, 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    хранение данных об измеренных величинах в стандартной базе данных (БД) в течение не менее 3,5 лет;

-    автоматический сбор информации о состоянии средств измерений;

-    обеспечение ежесуточного резервирования БД на внешних носителях информации;

-    разграничение доступа к БД для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с БД;

-    передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений на ЦСОД гарантирующего поставщика (энергосбытовой компании);

-    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 (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:

-    измерительные трансформаторы тока (ТТ);

-    вторичные измерительные цепи;

-    счетчики электрической энергии;

-    технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:

-    сервер баз данных - ЦСОД ОАО «СПбЭС» (далее сервер БД);

-    технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = UI.

Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) 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 основному и резервному каналам GSM-связи поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному и по резервному каналам GSM связи.

Коррекция показаний часов счетчиков производится от часов сервера БД ЦСОД ОАО «СПбЭС» в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД ЦСОД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с.

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировок.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Номер

ИК

Наименование

присоединения

Состав измерительных каналов

ТТ

Счетчик электрической энергии

Оборудование ИВК (2-й уровень)

1

2

3

4

5

1

БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,

1 секция, ввод № 1

ТШЛ-0,66;

800/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47957-11 Заводской номер:

1727 1725

1728

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN;

!ном (Ыакс) = 5 (7,5) А; ^ом = 400 В;

Класс точности:

-    0,5S по активной энергии ГОСТ Р 52323-2005;

-    1,0 по реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; Заводской номер: 13033038

Каналообразующая аппаратура; сервер ЦСОД ОАО «СПБЭС»; ПО «Пирамида 2000»

2

БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,

2 секция, ввод №2

ТШЛ-0,66;

800/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ

№ 47957-11

Заводской номер:

1613

1611

1673

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN;

!ном (Ыакс) = 5 (7,5) А; ^ом = 400 В;

Класс точности:

-    0,5S по активной энергии ГОСТ Р 52323-2005;

-    1,0 по реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; Заводской номер: 13033090

1

2

3

4

5

3

БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,

1 секция,

КЛ-0,4 кВ (ФОК)

ТШП-0,66;

500/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47957-11 Заводской номер: 3063248 3063247 3063262

Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN;

1ном (Ыакс) = 5 (7,5) А; ^ом = 400 В;

Класс точности:

-    0,5S по активной энергии ГОСТ Р 52323-2005;

-    1,0 по реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; Заводской номер: 13166341

Каналообразующая аппаратура; сервер ЦСОД ОАО «СПБЭС»; ПО «Пирамида 2000»

4

БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,

2 секция,

КЛ-0,4 кВ (ФОК)

ТШП-0,66;

500/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47957-11 Заводской номер: 3065677 3063254 3063264

Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN;

!ном (Ыакс) = 5 (7,5) А; ^ом = 400 В;

Класс точности:

-    0,5S по активной энергии ГОСТ Р 52323-2005;

-    1,0 по реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; Заводской номер: 13166393

5

БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,

1 секция, ЩСН

-

Меркурий 230 ART-02 PQRSIN;

!ном (Ыакс) = 10(100) А; ^ом = 400 В;

Класс точности :

-    1,0 по активной энергии ГОСТ Р 52322-2005;

-    2,0 по реактивной ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; Заводской номер: 11175270

6

БКТП 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,

2 секция, ЩСН

-

Меркурий 230 ART-02 PQRSIN;

!ном (Ыакс) = 10(100) А; ^ом = 400 В;

Класс точности :

-    1,0 по активной энергии ГОСТ Р 52322-2005;

-    2,0 по реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; Заводской номер: 11175464

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Экспертиза ПО «Пирамида 2000» на соответствие требованиям нормативной документации проведена ФГУП «ВНИИМС» 26.10.2011 г.

Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» соответствует уровню «С» в соответствии с разделом 2.6 МИ 3286-2010.

Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» приведены в табл. 2.

Таблица 2

Наименование ПО

Наименование

файла

Номер

версии

ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70beleb17c

83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156a

0fdc27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372613

28cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664

94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055

bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935cala3fd32

15049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc23

ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28

84f5b356a1d1e75

MD5

Технические характеристики

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

6

0,4

±5

800 (ИК 1 - 2) 500 (ИК 3 - 4)

от 1 до 120 (ИК 1 - 4)

от 5 до 1000 (ИК 5 - 6)

0,5 - 1 от 10 до 30 ±5

150000

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

Отклонение напряжения от номинального, %

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока Диапазон изменения тока в % от базового значения тока Коэффициент мощности, cos ф

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С

-    трансформаторов тока, счетчиков

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее:

-    Меркурий 230 ART

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3 (ИК 1 - 4) и 4 (ИК 5, 6).

Таблица 3

ИК

Значение cos j

0,011ном < I < 0,051ном

0,051ном < I < 0,21ном

0,21ном < I < 1,01ном

1,01ном < I < 1,21ном

Активная энергия

1 - 4

1,0

±2,3

±1,6

±1,4

±1,4

1 - 4

0,8

±3,2

±2,1

±1,7

±1,7

1 - 4

0,5

±5,5

±3,1

±2,3

±2,3

Реактивная энергия

1 - 4

0,8

Не регламентируется

±4,1

±3,5

±3,5

1 - 4

0,5

Не регламентируется

±3,5

±3,2

±3,2

Таблица 4

ИК

Значение cos j

0,05!б < I < 0,2!б

0,2k < I < 1,0!б

1,0k < I < 10!б

Активная энергия

5 - 6

1

±3,1

±2,8

±2,8

5 - 6

0,8

±3,1

±2,8

±2,8

5 - 6

0,5

±3,3

±3,0

±3,0

ИК

Значение cos j

0,051б < I < 0,21б

0,21б < I < 1,01б

1,01б < I < 101б

Реактивная энергия

5 - 6

0,8

±5,6

±5,4

±5,4

5 - 6

0,5

±5,3

±5,1

±5,1

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счётчик Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 ч, средний срок службы 3 0 лет;

-    трансформаторы тока типа ТШЛ-0,66 и ТШП-0,66 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4000000 ч, средний срок службы 30 лет;

-    асинхронный сервер МОХА NPort 6450 - среднее время наработки на отказ не менее 246034 ч;

-    контроллер СИКОН ТС 65 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 ч, средний срок службы 12 лет;

-    GSM-модем Teleofis RX100-R2 - среднее время наработки на отказ не менее 30000 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи;

-    регистрация времени и даты в журналах событий счетчиков электрической энергии:

-    попыток несанкционированного доступа;

-    связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;

-    коррекции текущих значений времени и даты;

-    отсутствие 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;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

-    испытательных клеммных коробок;

б)    защита информации на программном уровне:

-    установка паролей на счетчиках электрической энергии;

-    установка пароля на сервер ЦСОД.

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;

-    сервер ЦСОД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности БКТП 10/04 кВ ООО «Петербургрегионгаз».

Комплектность

1.

Трансформатор тока ТШЛ-0,66

- 6 шт.

2.

Трансформатор тока ТШП-0,66

- 6 шт.

3.

Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

- 2 шт.

4.

Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN

- 2 шт.

5.

Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART2-02 PQRSIN

- 2 шт.

6.

Асинхронный сервер МОХА NPort 6450

- 1 шт.

7.

GSM/GPRS модем Teleofis RX 100-R2

- 1 шт.

8.

Контроллер Сикон ТС65

- 1 шт.

9.

Сервер БД

- 1 шт.

10

. Программное обеспечение «Пирамида 2000»

- 1 шт.

11

. Методика измерений 58317473.422231.1208-09.ДС7.МИ

- 1 шт.

12

. Паспорт 58317473.422231.1208-09.ДС7 ПС

- 1 шт.

Поверка

осуществляется по МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Перечень эталонов, применяемых при поверке:

-    средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в табл. 2 МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Измерения производятся в соответствии с документом «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности БКТП 10/04 кВ ООО «Петербургрегионгаз» 58317473.422231.1208-09.ДС7.МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.000316-2014 от 24.02.2014 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности БКТП 10/04 кВ ООО «Петербургрегионгаз»

1.    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

2.    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

3.    МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Рекомендации к применению

-    при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание