Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней: Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28822-05 (Рег. № 28822-05), RTU-327 (Рег. № 41907-09), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 (Рег. № 41681-10), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-энерго», УСВ-1 (Рег. № 28716-05), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных
о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Принцип действия
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
УСПД, установленные на ПС-168 110/10 кВ, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ, один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики и считывают 30-минутные профили электроэнергии (для ИИК 3, 4) и мощности (для ИИК 5, 6). Считанные профили используются УСПД для вычисления значений электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. В счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены, коэффициенты трансформации установлены равными единице. УСПД выступают в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК 3 - 6 и считывает с них 30-минутный профиль электроэнергии (для ИИК 3, 4) и мощности (для ИИК 5, 6) для каждого канала учета за сутки, а также журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
Сервер АО «ЛОЭСК» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD опрашивает счетчики ИИК 1 - 2 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Далее сервер АО «ЛОЭСК» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Серверы ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные коммерческого учета на сервер ООО «РКС-энерго». Сервер ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от серверов АО «ЛОЭСК», ПАО «Ленэнерго», на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер ООО «РКС-энерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, серверов ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-энерго». В качестве УСВ используются УСВ-1, УСВ-2 и УССВ-35 HVS.
Сравнение показаний часов серверов ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-энерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов серверов и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 5,6 и УСВ-2 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов УСПД ИИК 5,6 и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 3,4 и УССВ-35 HVS происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 3,4 и УССВ-35 HVS на величину более чем ±500 мс.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 3 - 6 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 3 - 6 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 2 и сервера АО «ЛОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1- 2 и сервера АО «ЛОЭСК» на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
1 | 2 |
Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 56f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
1 | 2 |
Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование | Обозначение | Количество |
Трансформатор тока | Т-0,66 | 3 шт. |
Трансформатор тока | ТЛО-10 | 12 шт. |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 6 шт. |
Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 2 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МД.25 | 1 шт. |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN | 1 шт. |
A1802RALXQV-P4GB-DW-4 | 2 шт. |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN | 2 шт. |
Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 1 шт. |
RTU-327 | 1 шт. |
Устройство синхронизации времени | УСВ-1 зав. № 1324, 1332, 856 | 3 шт. |
УСВ-2 зав. № 3259 | 1 шт. |
УССВ-35 HVS зав. № 001580 | 1 шт. |
Сервер ООО «РКС-энерго» | Intel Xeon | 1 шт. |
Сервер ПАО «Ленэнерго» | HP ProLiant ML370G5 | 1 шт. |
Сервер АО «ЛОЭСК» | HP ProLiant ML350G5 | 1 шт. |
Методика поверки | РТ-МП-4958-500-2017 | 1 шт. |
Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.328 ПФ | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4958-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 30.11.2017 г. Основные средства поверки: трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков Альфа А1800 - по методике проверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;
счетчиков Меркурий 230 - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД - по методике проверки ИЛГШ.411152.177 РЭ 1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 03.09.2012 г.;
УСПД RTU-327 - по методике поверки по методике проверки ДЯИМ466215.007 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки 237 00.001МП» утверждённым ФГУП ВНИИФТРИ 12.05.2010.;
Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный № 39952-08; Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;
Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Регистрационный № 46656-11);
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в аттестованных документах:
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту Волховские горэлектросети. Свидетельство
об аттестации методики (методов) измерений № 0016/2017-01.00324-2011 от 07.11.2017 г.;
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту Сосновоборские горэлектросети. Свидетельство
об аттестации методики (методов) измерений № 0017/2017-01.00324-2011 от 08.11.2017 г.;
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ. Свидетельство
об аттестации методики (методов) измерений № 0018/2017-01.00324-2011 от 09.11.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «РКС-энерго» по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания