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

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

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Щекиноазот» (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 (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных Шлюз E-422GSM (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени РСТВ-01 (далее - РСТВ-01).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ОАО «Щекиноазот», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, сервер АИИС КУЭ (сервер АИИС), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

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

Измерительные каналы (далее - 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы 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 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе радиоприемника точного времени типа РСТВ-01, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) установленного на уровне ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизируются с часами РСТВ-01 непрерывно, коррекция часов севера АИИС КУЭ выполняется каждую секунду. Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с сервером. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ±2 с (программируемый параметр). Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с (программируемый параметр).

Журналы событий сервера БД 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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется аппаратно-программный комплекс (АПК) для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора (СС) и сервер базы данных (СБД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

Программные средства СС и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы. ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Телескоп+» версня 4.0.4. ПО СОЕВ.

Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» зегч:ия 4.0.4 приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значения

1 Наименование ПО

Сервер сбора данных

Идентификационное наименование ПО

Server_MZ4.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.1.1

Цифровой идентификатор ПО

f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c

2 Наименование ПО

Пульт диспетчера

Идентификационное наименование ПО

PD MZ24.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.1.1

Цифровой идентификатор ПО

2b63 c8c01bcd61 c4f5b15 e097f 1 ada2f

3 Наименование ПО

АРМ Энергетика

Идентификационное наименование ПО

ASCUE MZ4.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.1.1

Цифровой идентификатор ПО

сdа718bс6d123b63а8822аb86с2751са

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014-«высокий».

На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов и напряжений, считанных сосчётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность) на уровне ИВК. Значенияпересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа-паролем, опломбированием сервера и фиксацией изменений в журнале событий. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты (разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ме

о

К

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Первомайская ТЭЦ, ВЛ - 110 кВ Первомайская - КС-9

TG145N Кл. т. 0,5S 600/5

Зав. № 2GPD007082; Зав. № 2GPD007083; Зав. № 2GPD007084

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 Зав. № 934854; Зав. № 934851; Зав. № 934853

EPQS 122.23.17LL Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01139125

Шлюз E-422GSM Зав. № 110519

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

2

Первомайская ТЭЦ, ВЛ - 110 кВ Первомайская -Восточная

TG145N Кл. т. 0,5S 1200/5 Зав. № 2GPD007073; Зав. № 2GPD007074; Зав. № 2GPD007075

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 934854; Зав. № 934851; Зав. № 934853

EPQS 122.22.17LL Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 942512

Шлюз E-422GSM Зав. № 110519

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

3

Первомайская ТЭЦ, ОВВ - 110 кВ

TG145N Кл. т. 0,5S 1200/5 Зав. № 2GPD007088; Зав. № 2GPD007089; Зав. № 2GPD007090

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 Зав. № 934854; Зав. № 934851; Зав. № 934853

EPQS 122.22.17LL Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 942513

Шлюз E-422GSM Зав. № 110519

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

Первомайская ТЭЦ, BJI - 110 кВ Щекино-Первомайская 1

TG145N Кл. т. 0,5S 1200/5 Зав. № 2GPD007076; Зав. № 2GPD007077; Зав. № 2GPD007078

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 934854; Зав. № 934851; Зав. № 934853

EPQS 122.22.17LL Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 942516

Шлюз E-422GSM Зав. № 110519

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

5

Первомайская ТЭЦ, ВЛ - 110 кВ Щекино-Первомайская 2

TG145N Кл. т. 0,5S 1200/5 Зав. № 2GPD007079; Зав. № 2GPD007080; Зав. № 2GPD007081

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 934850; Зав. № 915352; Зав. № 934852

EPQS 122.22.17LL Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 942514

Шлюз E-422GSM Зав. № 110519

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

6

Первомайская ТЭЦ, ВЛ - 110 кВ Первомайская-Западная

TG145N Кл. т. 0,5S 600/5

Зав. № 2GPD007085; Зав. № 2GPD007086; Зав. № 2GPD007087

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 934850; Зав. № 915352; Зав. № 934852

EPQS 122.22.17LL Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 942517

Шлюз E-422GSM Зав. № 110519

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

7

ПервомайскаяТЭЦ, ВЛ - 110 кВ Первомайская-Капролактам

TG145N Кл. т. 0,5S 600/5

Зав. № 2GPD007070; Зав. № 2GPD007071; Зав. № 2GPD007072

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 934850; Зав. № 915352; Зав. № 934852

EPQS 122.22.17LL Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 942518

Шлюз E-422GSM Зав. № 110519

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

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 для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 7 от 0 до плюс 40 °C.

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

7

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 98 до 102

- ток, % от ^ом

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, °C

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

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, °C

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, °C

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, °C

от +10 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

50000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Наименование характеристики

Значение

Г лубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

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 счётчика:

-    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:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

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

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 минут (функция автоматизирована);

-    сбора 30 минут (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Щекиноазот» 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

Тип

Рег. №

Количество, шт.

Трансформатор тока

TG145N

30489-05

21

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57 У1

14205-05

7

Счётчик электрической энергии многофункциональный

EРQS 122.22.17LL

25971-06

7

Устройство сбора и передачи данных

Шлюз E-422GSM

36638-07

7

Радиосерверы точного времени

РСТВ-01

40586-12

1

Программное обеспечение

ТЕЛЕСКОП+

-

1

Методика поверки

МП 206.1-088-2017

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-088-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Щекиноазот». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 14.04.2017 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков EРQS 122.22.17LL - по документу РМ 1039597-26:2002 «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS», согласованному с Государственной службой метрологии Литовской Республики;

-    УСПД Шлюз E-422GSM - по документу «Устройства «Шлюз Е-422» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.036 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;

-    РСТВ-01- по документу «Радиосерверы точного времени РСТВ-01. Методика поверки» ПЮЯИ.468212.039МП, утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.11 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1%;

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

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 «Щекиноазот», аттестованной 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 «Щекиноазот»

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