Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" (потребитель АО "ЛОЭСК" - ПС-514 110/10/6 кВ)
| Номер в ГРСИ РФ: | 82943-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (потребитель АО «ЛОЭСК» - ПС-514 110/10/6 кВ) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 82943-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" (потребитель АО "ЛОЭСК" - ПС-514 110/10/6 кВ) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 326 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ЭнергоСнабСтройСервис" (ООО "ЭССС"), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 82943-21: Описание типа СИ | Скачать | 272.7 КБ | |
| 82943-21: Методика поверки МП 037-2021 | Скачать | 12.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (потребитель АО «ЛОЭСК» - ПС-514 110/10/6 кВ) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 4,5.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С50 (УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-2.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго», сервер ПАО «Россети Ленэнерго», УСВ типа УСВ-2 и УСВ-3, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», ПО «Пирамида-Сети», ПО «АльфаЦентр».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики ИК №№ 1-2 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер ПАО «Россети Ленэнерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов. Умножение на коэффициенты трансформации происходит автоматически в счетчиках, либо в УСПД, либо в серверах.
Измерительные данные с сервера ПАО «Россети Ленэнерго» не реже одного раза в сутки поступают или считываются на сервер баз данных АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго», в том числе с использованием отчетов в формате макетов электронного документооборота XML.
Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера баз данных АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго» с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, сервера ПАО «Россети Ленэнерго», сервера баз данных АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго». В качестве УСВ используются УСВ-2, УСВ-3.
Источником сигналов точного времени для сервера баз данных АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго» является УСВ-3. Сравнение показаний часов сервера баз данных АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго» и УСВ-3 происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера баз данных АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго» и УСВ-3.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Россети Ленэнерго» и УСВ-2 происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «Россети Ленэнерго» и УСВ-2.
Сравнение показаний часов УСПД и УСВ-2 происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов УСПД и УСВ-2, т.е. УСПД входит в режим подчинения устройству точного времени и устанавливает время с УСВ-2.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 1-2 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам ИК №№ 1-2, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 1-2 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 1-2 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера АИИС КУЭ, ПАО «Россети Ленэнерго» и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», ПО «Пирамида-Сети», ПО «АльфаЦентр», в состав которого входят модули, указанные в таблицах 1-3. ПО «Пирамида 2000», ПО «Пирамида-Сети», ПО «АльфаЦентр», 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», ПО «Пирамида-Сети», ПО «АльфаЦентр».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО Сервера баз данных АИИС КУЭ
ООО «РКС-энерго»
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Наименование ПО |
ПО «Пирамида 2000» |
|
Идентификационные наименования модулей ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 3.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО Сервера ПАО «Россети Ленэнерго»
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Наименование ПО |
ПО «Пирамида-Сети» |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
BinaryPackControls.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО Сервера ПАО «Россети Ленэнерго»
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Наименование ПО |
ПО «АльфаЦентр» |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ac metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «Пирамида 2000», ПО «Пирамида-Сети», ПО «АльфаЦентр» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 4.
Уровень защиты ПО «Пирамида 2000», ПО «Пирамида-Сети», ПО «АльфаЦентр» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
УСВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
ПС 110 кВ КЭ ЦБЗ (ПС-514), РУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 514-311, КЛ-10 кВ ф.514-305 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
СИКОН С50 Рег. № 28523-05 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2 |
ПС 110 кВ КЭ ЦБЗ (ПС-514), РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.514-405, КЛ-10 кВ ф.514-402 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
СИКОН С50 Рег. № 28523-05 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | ||||||||
Продолжение таблицы 4
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 2 от 0 до плюс 40 °C.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 4 метрологических характеристик.
5 Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов.
6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 99 до 101 |
|
- ток, % От Ihom |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, ОС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС |
от -40 до +55 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
150000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
114 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
45 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Mеркурий 230 ART2-OO pqrsidn |
2 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С50 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
2 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПО «Пирамида-Сети» |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПО «АльфаЦентр» |
1 |
|
Методика поверки |
МП 037-2021 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.326.ПФ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (потребитель АО «ЛОЭСК» - ПС-514 110/10/6 кВ)», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
