Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "РКС-энерго" по ГТП АО "ЛОЭСК" - ПС-559 "Новожилово" 110/10 кВ
| Номер в ГРСИ РФ: | 88998-23 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ГУ "Энерготестконтроль", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РКС-энерго» по ГТП АО «ЛОЭСК» - ПС-559 «Новожилово» 110/10 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 88998-23 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "РКС-энерго" по ГТП АО "ЛОЭСК" - ПС-559 "Новожилово" 110/10 кВ |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Энерготестконтроль" (ООО "Энерготестконтроль"), г. Москва
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
| 88998-23: Описание типа | Скачать | 145.8 КБ | |
| 88998-23: Методика поверки | Скачать | 7.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РКС-энерго» по ГТП АО «ЛОЭСК» - ПС-559 «Новожилово» 110/10 кВ (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, двухуровневую 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» - (далее - сервер ИВК).
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 счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Сервер ИВК АИИС КУЭ с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
ИВК AO «ЛОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML и отправляют данные коммерческого учета на ИВК ООО «РКС-энерго».
ИВК 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 и ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-3, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
ИВК ООО «РКС-энерго», AO «ЛОЭСК», периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивают собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ и при расхождении ±1 с и более, ИВК ООО «РКС-энерго», AO «ЛОЭСК» производят синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера ИВК AO «ЛОЭСК» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (не реже раза в сутки). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени ИВК AO «ЛОЭСК» равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика электрической энергии, ИВК 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 нанесен на маркировочную табличку типографским способом в виде цифрового кода на корпусе сервера ИВК.
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 Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные |
Значение |
|
ПО «АльфаЦЕНТР» | |
|
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» | |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
BinaryPackControls.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
CheckDataIntegrity.dll |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
|
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 |
EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 |
|
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 |
61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A39 |
|
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 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 |
ПС 110 кВ Новожилово (ПС-559), ОРУ-110 кВ, 1С 110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 |
ТОГФ-110 200/5, КТ 0,2S Рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3 /100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3, рег. № 64242-16 / СБД AO «ЛОЭСК» /СБД ООО «РКС-энерго» |
|
2 |
ПС 110 кВ Новожилово (ПС-559), ОРУ-110 кВ, 2С 110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 |
ТОГФ-110 200/5, КТ 0,2S Рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3 /100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
Примечания: 1. 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 2 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов. 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
|
1, 2 |
Активная Реактивная |
0,6 1,0 |
0,8 1,7 |
|
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации 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=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35°С | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
2 |
|
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 50 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 (sin^) - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для сервера ИВК, °С атмосферное давление, кПа относительная влажность, %, не более |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +60 от +5 до + 35 от +10 до + 30 от 80,0 до 106,7 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее УСВ-3: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее Сервер ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 45000 100000 1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.03М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее |
114 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания серверов ИВК 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 ИВК;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на серверах ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-110 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер ИВК |
СБД ООО «РКС-энерго» |
1 |
|
СБД АО «ЛОЭСК» |
1 | |
|
Документация | ||
|
Формуляр |
ФО 26.51/196/23 |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «РКС-энерго» по ГТП АО «ЛОЭСК» - ПС-559 «Новожилово» 110/10 кВ. МВИ 26.51/196/23, аттестованной ООО «Энерготестконтроль». Аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018.
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».
Смотрите также
