Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "НЛМК" 2-ая очередь. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "НЛМК" 2-ая очередь

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «НЛМК» 2-ая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема -передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), радиосервер точного времени РСТВ -01-01 (далее - РСТВ), программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера», каналообразующую аппаратуру и АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).

Измерительные каналы (далее - 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 на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.

На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов.

Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта ОРЭМ.

АРМ субъекта ОРЭМ в автоматическом режиме по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена РСТВ, принимающим эталонные сигналы частоты и времени (ЭСЧВ) от глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS для формирования и хранения шкалы времени (ШВ), синхронизированной с национальной шкалой времени UTC (SU), а также для выдачи информации о текущих значениях даты и времени. РСТВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени РСТВ более чем на ±1 с. Сервер БД обеспечивает автоматическую коррекцию часов счетчиков. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД более чем на ±2 с.

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

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 ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты

данных при передаче является кодирование средствами ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

данных, обеспечиваемое программными

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

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

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

о,

е

ем

о

Я

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД/

РСТВ

Вид

электро

энергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110 кВ ГПП-17,

ТЛП-10-1 У3

Кл. т. 0,2S Ктт 3000/5 Рег. № 30709-11

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-13

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±0,8

±1,5

1

КРУ-6-10 кВ, Яч.1 10 кВ ТЗК-10 кВ

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

реактивная

±1,8

±2,7

ПС 110 кВ ГПП-17,

ТЛП-10-1 У3 Кл. т. 0,2S Ктт 3000/5 Рег. № 30709-11

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 70324-18

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±0,6

±1,4

2

КРУ-6-10 кВ, Яч.5 10 кВ ТЗК-10 кВ

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

-/

РСТВ-01-01

Рег.

№ 67958-17

реактивная

±1,3

±2,5

3

ПС 110 кВ ГПП-15-1, 0РУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1

ТВ-ЭК Кл. т. 0,2S Ктт 750/5 Рег. № 56255-14

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±0,8

±1,5

±2,2

±4,1

ПС 110 кВ ГПП-15-1,

ТВ-ЭК Кл. т. 0,2S Ктт 750/5 Рег. № 56255-14

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±0,8

±2,2

4

0РУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

реактивная

±1,5

±4,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

-/

РСТВ-01-01

Рег.

№ 67958-17

ПС 110 кВ ГПП-1, РУ-10 кВ №2,

3 с.ш. 10 кВ, Яч.27, КЛ-10 кВ

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

±1,2

±3,3

активная

5

±2,8

±5,7

реактивная

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, 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 для:

-    соБф = 0,8 инд 1=0,02 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-4 от 0 до плюс 40 °C.

-    соБф = 0,8 инд 1=0,05 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 5 от 0 до плюс 40 °C.

4.    Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5.    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.

6.    Допускается замена РСТВ на аналогичное устройство, утвержденного типа.

7.    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

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

5

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 СОБф

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

для ИК №№ 1 -4

от 2 до 120

для ИК № 5

от 5 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,5 до 50,5

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, оС:

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, оС

от +10 до +30

- температура окружающей среды в месте расположения

РСТВ, оС

от -40 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

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

для электросчетчика СЭТ -4ТМ.03М (Рег. № 36697-08)

140000

для электросчетчика СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ -4ТМ.03М.01

(Рег. № 36697-12)

165000

для электросчетчика СЭТ -4ТМ.02М.03 (Рег. № 36697-17)

220000

- 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

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 счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал сервера:

-    изменения занчений результатов измерений;

-    изменения коэффициентов измерительных ТТ и ТН;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

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

-    счетчика;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «НЛМК» 2 -ая очередь 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.

Наименование

Т ип (обозначение)

Количество,

шт./экз.

1

2

3

Трансформатор тока

ТЛП-10-1 У3

6

Трансформатор тока

ТВ-ЭК

6

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

2

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2 УХЛ2

1

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2 УХЛ2

1

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02М.03

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

2

Радиосервер точного времени

РСТВ-01-01

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП СМО-0107-2020

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.665.01 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП СМО-0107-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «НЛМК» 2-ая очередь. Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 02.07.2020 г. Основные средства поверки:

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

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

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01 (Рег. № 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02М.03 (Рег. № 36697-17) - по документу ИГЛШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;

-    радиосервера точного времени РСТВ-01-01 (рег. № 67958-17) - по документу АВБЛ.468212.039-01 МП «Инструкция. Радиосерверы точного времени РСТВ -01-01. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 27.02.2017 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;

-    энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;

-    миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;

-    термогигрометр «Ива-6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;

-    термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 25749.

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) ПАО «НЛМК» 2-ая очередь, аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «НЛМК» 2-ая очередь

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