Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" (потребитель ОАО "ЛОЭСК" - ПС-98 "Мега-Парнас" 110/10 кВ). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" (потребитель ОАО "ЛОЭСК" - ПС-98 "Мега-Парнас" 110/10 кВ)

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1915 п. 24 от 01.12.2014
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 электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (потребитель ОАО «ЛОЭСК» - ПС-98 «МегаПарнас» 110/10 кВ) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ, выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие 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;

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр №   28822-05), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2

(Госреестр № 41681-10), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы баз данных (СБД) ОАО «Ленэнерго», ООО «РКС-Энерго», УСВ УСВ-1 (Госреестр № 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 (1 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 (1 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 (1 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;

Лист № 2

Всего листов 7 - 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).

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.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.

УСПД, установленные на ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ, один раз в минуту по проводным линиям связи обращаются к счетчикам и считывают соответствующий профиль мощности. Считанные профили используются УСПД для расчёта отчётных значений электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, т.к. в счётчиках для обеспечения возможности быстрой замены они установлены равными единице. УСПД выступает в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.

СБД ОАО «Ленэнерго» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD (модемное соединение) опрашивает УСПД, установленные на ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ, и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счётчиков и самого УСПД. Считанные данные записываются в СБД ОАО «Ленэнерго» (под управлением СУБД MS SQL Server).

Данные измерений, а также данные по состоянию технических и программных средств ИИК (журналы событий, статусы работоспособности каналов), по точкам измерения, опрашиваемым СБД ОАО «Ленэнерго», в автоматическом режиме один раз в сутки передаются на СБД ООО «РКС-энерго» по межмашинному обмену с использованием средств репликации БД ИИС «Пирамида».

СБД ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от СБД ОАО «Ленэнерго», на жесткий диск с последующим импортом информации в БД (под управлением СУБД MS SQL Server).

СБД ООО «РКС-энерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Доступ к информации, хранящейся в базе данных СБД, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, СБД ОАО «Ленэнерго», ООО «РКС-Энерго».

Сравнение показаний часов СБД ОАО «Ленэнерго», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов СБД ОАО «Ленэнерго», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов СБД ОАО «Ленэнерго», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1.

Сравнение показаний часов УСПД и УСВ-2 происходит один раз в минуту. Синхронизация часов УСПД и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов УСПД и УСВ-1.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК и УСПД на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1

Идентификационное наименование ПО

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

MD5

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

MD5

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac

MD5

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

MD5

ParseBin.dll

3

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

MD5

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

MD5

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48

MD5

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

MD5

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

MD5

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

MD5

ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

№ ИИК

Наименование объекта

Состав ИИК

Вид элек-троэнер-гии

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

1

ПС-98 «МегаПарнас» 110/10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с. 10 кВ, яч.102 ф.98-102

ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 19069; 19057;19075 Госреестр № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Зав. № 2219; 2217;

2241 Госреестр № 40014-08

СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0809100618 Госреестр № 36697-08

СИКОН С70 Зав. № 05642 Госреестр № 28822-05

СБД ОАО «Ленэнерго», СБД ООО «РКС-Энерго»

Активная Реактивная

2

ПС-98 «МегаПарнас» 110/10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с. 10 кВ, яч.202 ф.98-202

ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 19055; 19079; 19053 Госреестр № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Зав. № 19602; 19598;

19599 Госреестр № 40014-08

СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0808100782 Госреестр № 36697-08

Активная Реактивная

Таблица 3

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

I100 %— I изм— I 120 %

1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

±2,4

±1,7

±1,6

±1,6

0,9

±2,8

±1,9

±1,7

±1,7

0,8

±3,3

±2,2

±1,9

±1,9

0,7

±3,9

±2,5

±2,1

±2,1

0,5

±5,6

±3,4

±2,7

±2,7

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной тивной электрической энергии в

погрешности ИИК при измерении реак-рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

I100 %— I изм— I 120 %

1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,9

±6,7

±5,0

±4,2

±4,2

0,8

±6,6

±4,3

±3,8

±3,8

0,7

±6,6

±4,0

±3,6

±3,6

0,5

±6,6

±3,7

±3,4

±3,4

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 5i(2)%q для со8ф<1,0 нормируется от I2%.

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-Uhom;

- сила тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;

- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение питающей сети 0,9/Uhom до 1,1-Uhom;

- сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom.

температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 52425-2005;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п.  6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчика Тв < 2 часа;

- для УСПД Тв < 2 часа;

- для сервера Тв < 1 час;

- для компьютера АРМ Тв < 1 час;

- для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, УСПД, сервере, АРМ;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

- защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

- фактов параметрирования счетчика;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции времени.

в журнале УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД(функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4

Наименование

Тип

Кол.

1

2

3

Трансформатор тока

ТЛО-10

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М.05

2

Продолжение таблицы 4

1

2

3

УСПД

СИКОН С70

2

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS 500 RM

1

Устройство синхронизации системного времени

УСВ-2

1

Устройство синхронизации системного времени

УСВ-1

2

СБД ООО «РКС-Энерго»

Intel Xeon

1

Коммутатор

D-Link DES-3028

1

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS RM 1000

1

СБД ОАО «Ленэнерго»

HP ProLiant ML370G5

1

Сервер портов RS-232

Moxa NPort 5610

1

Коммутатор

D-Link DES-1005D

1

Источник бесперебойного питания

Rittal DK 7857.403

1

GSM модем

Siemens MC35i

1

Шлюз передачи данных от 2-х портов RS-232/422/485

ADAM-4570

1

Методика поверки

МП 1923/550-2014

1

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.322 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1923/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (потребитель ОАО «ЛОЭСК» - ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2014 года.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2010 г.;

- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;

- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (потребитель ОАО «ЛОЭСК» - ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ)». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0030/2014-01.00324-2011 от 18.07.2014 г.

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения.

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание