Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "РКС-энерго" по ГТП АО "ЛОЭСК" - "Шлиссельбургские горэлектросети". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "РКС-энерго" по ГТП АО "ЛОЭСК" - "Шлиссельбургские горэлектросети"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РКС-энерго» по ГТП АО «ЛОЭСК» - «Шлиссельбургские горэлектросети» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя серверы баз данных (СБД): СБД ООО «РКС-энерго» с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», СБД АО «ЛОЭСК» с установленным ПО «Пирамида 2.0», устройство синхронизации времени УСВ-3 (УСВ), локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации. СБД ООО «РКС-энерго», СБД АО «ЛОЭСК».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчика ИИК № 1 - 4 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы СБД AO «ЛОЭСК», где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. СБД AO «ЛОЭСК» с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивают счетчики электроэнергии и считывают с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.

СБД AO «ЛОЭСК» AO «ЛОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML и отправляют данные коммерческого учета на СБД ООО «РКС-энерго».

СБД ООО «РКС-энерго» раз в сутки формирует отчеты в формате XML, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-3, синхронизирующие собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.

СБД ООО «РКС-энерго», СБД AO «ЛОЭСК» периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивают собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ и при расхождении ±1 с и более, СБД ООО «РКС-энерго», СБД AO «ЛОЭСК» производят синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.

Сравнение шкалы времени счетчиков ИИК № 1 - 4 со шкалой времени СБД AO «ЛОЭСК» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (не реже раза в сутки). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени СБД AO «ЛОЭСК» равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.

Журналы событий счетчика электрической энергии, СБД AO «ЛОЭСК» и СБД ООО «РКС-энерго» отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.

Заводской номер АИИС КУЭ 001/25 нанесен на маркировочную табличку типографским способом в виде цифрового кода, которая крепится на корпус СБД ООО «РКС-энерго».

Общий вид СБД ООО «РКС-энерго» с указанием места нанесения заводского номера АИИС КУЭ представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид СБД ООО «РКС-энерго» АИИС КУЭ с указанием места нанесения заводского номера.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «Пирамида 2.0». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

аблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные

Значение

ПО «АльфаЦ

ЕНТР»

1

2

Идентификационное наименование модуля ПО

ac metrology.dll

Цифровой идентификатор модуля ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО

MD5

ПО «Пирамида 2.0»

Идентификационное наименование модуля ПО

BinaryPackControls.dll

Цифровой идентификатор модуля ПО

EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО

MD5

Идентификационное наименование модуля ПО

CheckDatalntegrity. dll

Цифровой идентификатор модуля ПО

E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО

MD5

Продолжение таблицы 1

1

2

Идентификационное наименование модуля ПО

ComIECFunctions.dll

Цифровой идентификатор модуля ПО

BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО

MD5

Идентификационное наименование модуля ПО

ComModbusFunctions.dll

Цифровой идентификатор модуля ПО

AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО

MD5

Идентификационное наименование модуля ПО

ComStdFunctions.dll

Цифровой идентификатор модуля ПО

EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E3 73

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО

MD5

Идентификационное наименование модуля ПО

DateTimeProcessing.dll

Цифровой идентификатор модуля ПО

D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО

MD5

Идентификационное наименование модуля ПО

SafeValuesDataUpdate.dll

Цифровой идентификатор модуля ПО

B6740D3419A3BC1A42763860BB6FC8AB

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО

MD5

Идентификационное наименование модуля ПО

SimpleVerifyDataStatuses.dll

Цифровой идентификатор модуля ПО

61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A3 9

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО

MD5

Идентификационное наименование модуля ПО

SummaryCheckCRC. dll

Цифровой идентификатор модуля ПО

EFCC55E91291DA6F80597932364430D5

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО

MD5

Идентификационное наименование модуля ПО

ValuesDataProcessing.dll

Цифровой идентификатор модуля ПО

013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО

MD5

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (далее- ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование измерительного канала

Состав измерительного канала

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

ИВК

1

2

3

4

5

7

1

ПС 110 кВ Невский Судостроительный Завод (ПС-517), ЗРУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1

ТОЛ-СЭЩ 1200/5 КТ 0,5S Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ 10000/100

КТ 0,5 Рег. № 51621-12

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

УСВ-3, рег. № 84823-22 / СБД AO «ЛОЭСК» / СБД ООО «РКС-энерго»

2

ПС 110 кВ Невский Судостроительный Завод (ПС-517), ЗРУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т-2

ТОЛ-СЭЩ 1200/5 КТ 0,5S Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ 10000/100

КТ 0,5 Рег. № 51621-12

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

3

ПС 35 кВ Петрокрепость (ПС727), КРУН-6 кВ, Ввод 6 кВ Т-1

ТЛО-10 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛ 6000:^3/100:^3

КТ 0,5 Рег. № 46738-11

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

4

ПС 35 кВ Петрокрепость (ПС727), КРУН-6 кВ, Ввод 6 кВ Т-2

ТЛО-10 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛ 6000:^3/100:^3

КТ 0,5 Рег. № 46738-11

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Вид электрической энергии

Границы основной погрешности ±5, %

Границы погрешности в рабочих условиях ±5, %

1

2

3

4

1, 2, 3, 4

Активная Реактивная

1,1

2,7

3,1

5,2

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени UTC (SU), с

± 5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,9, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, силе тока равной 1( 2) % от I1 ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5°С до +35°С

аблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

4

Нормальные условия параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности

0,9

- частота, Г ц

50

температура окружающей среды для счетчиков, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 1(2) до 120

- коэффициент мощности cos9 (sm9)

от 0,5 инд. до 1 емк

- частота, Г ц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -40 до +60

температура окружающей среды для счетчиков, °С

от +5 до +35

температура окружающей среды для серверов ИВК, °С

от +10 до +30

атмосферное давление, кПа

от 80,0 до 106,7

относительная влажность, %, не более

98

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17)

220000

ПСЧ-4ТМ.05М (рег. № 36355-07)

140000

УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

Серверов :

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Счетчики:

СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17)

- каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут.

114

ПСЧ-4ТМ.05М (рег. № 36355-07)

- каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут.

113

Серверов :

- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания серверов с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- в журнале событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- серверов;

- защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на серверах.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ

4

ТЛО-10

6

Трансформатор напряжения

НАЛИ-СЭЩ

2

ЗНОЛ

6

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М.01

2

ПСЧ-4ТМ.05М

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервера

СБД ООО «РКС-энерго»

1

СБД AO «ЛОЭСК»

1

Документация

Формуляр

ФО 26.51/350/25

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «РКС-энерго» по ГТП АО «ЛОЭСК» - «Шлиссельбургские горэлектросети». МВИ 26.51/350/25, аттестованном ФБУ "Самарский ЦСМ", г. Самара, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311290.

Нормативные документы

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