Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Кингисеппские городские электрические сети

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55577-13
Производитель / заявитель: ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Кингисеппские городские электрические сети поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55577-13: Описание типа СИ Скачать 106.9 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55577-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Кингисеппские городские электрические сети
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 1688/550-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1348 п. 51 от 20.11.2013
Производитель / Заявитель

ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Кингисеппские городские электрические сети (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-ый    уровень - 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-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» (Госреестр № 1704909), устройство синхронизации времени УССВ-35 HVS, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя коммуникационный сервер филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, сервер базы данных (БД) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, сервер ООО «РКС-Энерго», 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;

-    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 передаются в целых числах кВт-ч.

УСПД один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивает счетчики и считывает соответствующий профиль мощности, также в нем осуществляется вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчиках коэффициенты трансформации выбраны равными единице, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.

Информационный обмен между УСПД и коммуникационным сервером филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада осуществляется по выделенному (основному) каналу Ethernet. В качестве резервного канала связи для информационного обмена между УСПД и сервером филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада используются спутниковый канал связи.

Считанные значения (30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий), под управлением СУБД MS Oracle, записываются в базу данных, сервера БД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада.

Сервер БД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности, и в автоматическом режиме, один раз в сутки, отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) на сервер ООО «РКС-энерго».

Сервер 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 серверов, 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 УССВ, счетчиков, УСПД, серверов филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, ООО «РКС-Энерго». В качестве УССВ используются УСВ-1 для сервера ООО «РКС-Энерго» и УССВ-35 HVS для УСПД.

Сравнение показаний часов сервера ООО «РКС-Энерго» и УССВ происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов серверов и УССВ.

Сравнение показаний часов УСПД и УССВ-35 HVS происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов УСПД и УССВ-35 HVS на величину более чем ±500 мс.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков 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. «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 «Пирамида 2000».

Таблица 1

Таблица 1

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование

файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Пирамида 2000»

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219065d6 3da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c83f

7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b 156a0fd c27e1ca480ac

MD5

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

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb3cc

ea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b737261328c d77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664945

21f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271 acf4055bb 2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida. dll

3

ecf532935ca1a3fd3215

049af1fd979f

MD5

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

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc23ecd

814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e2884f

5b356a1d1e75

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

о , ^

% к к

Наименование

объекта

Состав ИИК

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПС 330 кВ Кингисеппская, ЗРУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.2

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 0231100000002 Зав. № 0231100000006 Г осреестр № 2473-05

НТМИ-10-66 УЗ Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 6494 Госреестр № 831-69

SL761-DCB кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 36117563 Госреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Зав. № 04081999 Госреестр № 17049-09

HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003

Активная

Реактивная

2

ПС 330 кВ Кингисеппская, ЗРУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.10

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 0231100000004 Зав. № 0231100000001 Госреестр № 2473-05

НТМИ-10-66 УЗ Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 6549 Госреестр № 831-69

SL761-DCB кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 36117283 Госреестр № 21478-04

Я §

а 3

Н Ё %

Ае

АР

Таблица 3

Номер ИИК

cos9

Пределы допус активной элект

<аемой относительной погрешности ИИК при измерении рической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)£ 1 изм< 1 5 %

I5 %£ 1 изм< 1 20 %

I 20 %£ I изм< I 100 %

I100 %£ I изм£ I 120 %

1, 2

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)

1,0

±1,9

±1,2

±1,0

±1,0

0,9

±2,4

±1,4

±1,2

±1,2

0,8

±2,9

±1,7

±1,4

±1,4

0,7

±3,6

±2,1

±1,6

±1,6

0,5

±5,5

±3,0

±2,3

±2,3

Номер ИИК

cos9

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

I1(2)£ 1 изм< 1 5 %

I5 %£ I изм< I 20 %

0

0

К

VL

20

20

К

0

0

1, 2

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5)

0,9

±8,1

±3,8

±2,7

±2,7

0,8

±7,5

±2,8

±2,0

±2,0

0,7

±7,2

±2,3

±1,7

±1,7

0,5

±7,0

±1,9

±1,4

±1,4

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

Примечания:

1. Погрешность измерений 51(2)%р и 51(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%р и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от 12%.

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-Ином до 1,02-Ином;

•    сила тока от 1ном до 1,21ном, cosj=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-Ином до 1,1-ином;

•    сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном;

•    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 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;

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. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. 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:

•    счетчики электроэнергии SL761-DCB - срок службы не менее 20 лет;

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

•    УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее 75000 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, УССВ, 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:

•    счетчик электроэнергии SL761-DCB - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 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.

Трансформатор тока

ТЛМ-10

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66 У3

2

Счетчик электроэнергии

SL761-DCB

2

УСПД

ЭКОМ-3000

1

Спутниковый модем

SkyEdge

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

1

Устройство синхронизации времени

УССВ-35 HVS

1

Коммутатор

D-Link DES-3028

1

Wi-Fi модуль

AWK-1100

Медиа-конвертер

IMC-21

1

Шлюз

Шлюз Е-422

Сервер БД ООО «РКС-Энерго»

Intel Xeon

1

Информационно-вычислительный комплекс

«ИКМ-Пирамида»

1

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS RM 1000

1

Сервер ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада

HP ProLiant ML370G5

1

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-35 HVS

1

Коммутатор

Signamax F0-065

1

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS RM 3000

1

Методика поверки

МП 1688/550-2013

1

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.321 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1688/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Кингисеппские городские электрические сети. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2013 года.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков электроэнергии SL761-DCB - по документу «Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные серии SL 7000 (АСЕ 7000, АСЕ 8000). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2004 г.;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - по методике поверки ПБКМ. 421459.003 МП, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2009 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.;

-    УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221

00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;

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

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» по ГТП Кингисеппские городские электрические сети». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0225/2013-01.00324-2011 от 24.06.2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго» по ГТП Кингисеппские городские электрические сети

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.

4    ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5    ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Всего листов 8

Смотрите также