Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Тосненские городские электрические сети», ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни: первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы ПАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго», устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28716-05 (Рег. № 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:
измерение 30-минутных приращений активной, реактивной электроэнергии и времени; периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИК;
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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); сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков 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.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИИК 1 - 8 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер ООО «РКС-энерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчик электроэнергии ИИК 9 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Серверы ООО «РКС-энерго» и ПАО «Ленэнерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Измерительные данные с сервера ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки в автоматизированном режиме поступают на сервер ООО «РКС-энерго», в том числе с возможным использованием отчетов в формате макетов электронного документооборота XML. Сервер ООО «РКС-энерго» (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента. Сервер ООО «РКС-энерго» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML, а также иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени, счетчиков, сервера ПАО «Ленэнерго», сервера ООО «РКС-энерго». В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-1, а также NTP-сервер точного времени. УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов сервера ООО «РКС-энерго» и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов сервера ООО «РКС-энерго» и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 8 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит при обращении к счетчикам ИИК 1 - 8, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 - 8 и сервера ПАО «Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 8 и сервера ПАО «Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчика ИИК 9 и сервера ООО «РКС-энерго» происходит при обращении к счетчикам ИИК 9, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчика ИИК 9 и сервера ООО «РКС-энерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчика ИИК 9 и сервера ООО «РКС-энерго» на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Север ИВК АИИС КУЭ ООО «КЭС» |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| ^ 1 | Наименование ИК | Состав ИК АИИС КУЭ |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 102, КЛ-10 кВ ф. 98-102 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-08 | ЗНОЛП-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/ 100/V3 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | Сервер ПАО «Ленэнерго», УСВ, Рег. № 28716-05 Сервер ООО «РКС-энерго» |
| 2 | ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 202, КЛ-10 кВ ф. 98-202 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Рег.№ 25433-08 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/ 100/V3 Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 3 | ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 103, КЛ-10 кВ ф. 98-103 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-08 | ЗНОЛП-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/ 100/V3 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 4 | ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 203, КЛ-10 кВ ф. 98-203 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-08 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/ 100/V3 Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 5 | ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 109, КЛ-10 кВ ф. 98-109 | ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-08 | ЗНОЛП-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/ 100/V3 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 6 | ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 206, КЛ-10 кВ ф. 98-206 | ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 25433-08 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/ 100/V3 Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 304, КЛ-10 кВ ф. 98-304 | ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-08 | ЗНОЛП-10 кл. т. 0,5 Ктн = 10000: V3/ 100:V3 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | Сервер ПАО «Ленэнерго», УСВ-1, Рег. № 28716-05 Сервер ООО «РКС-энерго» |
| 8 | ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.410, КЛ-10 кВ ф. 98-410 | ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-08 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т. 0,5 Ктн = 10000: V3/ 100:V3 Рег. № 40014-08 | СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 9 | ПС 35 кВ Радофинниково, ввод 10 кВ Т-1 | ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 25433-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12 | Сервер ООО «РКС-энерго» |
| 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 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСВ-1 на аналогичные утвержденных типов. 3 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 неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % |
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I '-Л % IA 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | I 20 %£ I изм< I 100 % | I100 %£ I изм£ I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 9 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 S | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,6 | ±2,6 |
| Номер ИК | sin9 | Пределы допус измерении реак применения АИИ | каемой относительной погрешности ИК при ;тивной электроэнергии в рабочих условиях [С КУЭ (5), % |
| 1 2 £ IA 1 и з 2 А I 5 % ©х | I '-Л % IA 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | I 20 %£ I изм< I 100 % | 3^100 %£ I изм£ I 120 % |
| 1 - 9 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 | 0,44 | ±6,6 | ±4,9 | ±4,1 | ±4,1 |
| 0,6 | ±5,1 | ±4,1 | ±3,6 | ±3,6 |
| 0,71 | ±4,4 | ±3,8 | ±3,4 | ±3,4 |
| 0,87 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,1 | ±3,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Пределы абсолютной погрешности синхронизации КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с | часов компонентов СОЕВ АИИС |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
| ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| коэффициент мощности cos j | 0,9 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Uном | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | от 1 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, °С | от -40 до +50 |
| температура окружающей среды для счетчиков, УСВ-1, °С | от +5 до +35 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 75 до 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-1: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МД: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 113,7 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии.
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 27 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-10 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.05 | 8 шт. |
| ПСЧ-4ТМ.05МД.01 | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 1 шт. |
| Сервер ООО «РКС-энерго» | Intel Xeon | 1 шт. |
| Сервер ПАО «Ленэнерго» | HP ProLiant ML370G5 | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-5779-500-2019 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.332 ПФ | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5779-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Тосненские городские электрические сети», ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 15.02.2019 г. 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, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД - по методике поверки ИЛГШ.411152.177 РЭ1 согласованной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;
прибор комбинированный Testo 622 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53505-13;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Тосненские городские электрические сети», ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98)». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0005/2019-01.00324-2011 от 19.02.2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
74613-19: Методика поверкиСкачать5.7 Мб