Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Новоборисовское ХПП". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Новоборисовское ХПП"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Новоборисовское ХПП» (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) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентовАИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (УСВ-3) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «Белгородэнергосбыт», АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

Измерительные каналы (ИК) состоят из двух 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-3, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УСВ-3 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±1 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 12.1, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.1

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

м

о

К

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование

объекта

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Вид

электро

энергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих усло-виях,%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 35 кВ Зозули

КТП № 602 10

ТТИ-А Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 28139-12

ПСЧ-4ТМ.05М.16

активная

±1,0

±3,4

1

кВ, РУ-0,4 кВ,

-

Кл. т. 0,5S/1,0

-

ввод 0,4 кВ Т-1

Рег. № 36355-07

реактивная

±2,4

±5,9

КТП № 1301 10

ТШ-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 22657-12

ПСЧ-4ТМ.05М.16

активная

±1,0

±3,4

2

кВ, РУ-0,4 кВ,

-

Кл. т. 0,5S/1,0

-

ввод 0,4 кВ Т-2

Рег. № 36355-07

реактивная

±2,4

±5,9

КТП № 603 10

ТШ-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 22657-12

ПСЧ-4ТМ.05М.16

активная

±1,0

±3,4

3

кВ, РУ-0,4 кВ,

-

Кл. т. 0,5S/1,0

-

ввод 0,4 кВ Т-1

Рег. № 36355-07

реактивная

±2,4

±5,9

КТП № 601 10

ТТИ-125 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 28139-07

ПСЧ-4ТМ.05М.16

активная

±1,0

±3,4

4

кВ, РУ-0,4 кВ,

-

Кл. т. 0,5S/1,0

-

ввод 0,4 кВ Т-1

Рег. № 36355-07

реактивная

±2,4

±5,9

КТП № 601 10

ТТИ-125 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 28139-07

ПСЧ-4ТМ.05М.16

активная

±1,0

±3,4

5

кВ, РУ-0,4 кВ,

-

Кл. т. 0,5S/1,0

-

ввод 0,4 кВ Т-2

Рег. № 36355-07

реактивная

±2,4

±5,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

КТП № 204 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 57102-14

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,4

±5,9

7

КТП № 604 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 17551-06

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,4

±5,9

8

КТП № 604 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 17551-06

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,4

±5,9

9

КТП № 1302 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 17551-06

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,4

±5,9

10

КТП № 1302 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 17551-06

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,4

±5,9

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

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 cosj = 0,8 инд ^0,05-^сщ и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 10 от минус 10 до плюс 40 °C.

4    Допускается замена ТТ 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.

5    Допускается замена 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.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов, шт.

10

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 5 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, оС

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

(для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05М.16)

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер:

2

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

40

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 счётчика:

параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

электросчетчика;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (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 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТТИ-А

3

Трансформатор тока

ТШ-0,66 У3

6

Трансформатор тока

ТТИ-125

6

Трансформатор тока

ТШП-0,66 У3

3

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

12

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М.16

10

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1

Программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

1

Методика поверки

МП 206.1-085-2019

1

Паспорт-Формуляр

2019.001. АСКУЭ.НХПП-ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-085-2019 «Система автоматизированная нформационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Новоборисовское ХИЛ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 02.08.2019 г.

Основные средства поверки:

- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

-    по МИ 3196-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.16 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;

-    УСВ-3 - по документу «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000 И.1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № 27008-04.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Новоборисовское ХИЛ», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Новоборисовское ХПП»

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

Развернуть полное описание