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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Ноябрьский ГПК" 2-я очередь

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

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

Настоящее описание типа АИИС КУЭ ЗАО «Ноябрьский ГПК» 2-я очередь является дополнением к описанию типа АИИС КУЭ ЗАО «Ноябрьский ГПК», регистрационный № 50686-12, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, приведенных в таблице 2.

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 (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 2603583, 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 устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени, входящее в состав УСПД.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) ПО «Энергосфера» и АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК ЗАО «Ноябрьский ГПК» 2-я очередь при помощи удаленного доступа по сети INTERNET.

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. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК ЗАО «Ноябрьский ГПК» 2-я очередь при помощи удаленного доступа по сети INTERNET в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам. АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени , на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ± 1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков 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. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ЗАО «Ноябрьский ГПК» 2-я очередь используется ПО «Энергосфера» версии 6.4, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Наименование

программного

обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО

«Энергосфера»

Модуль импорта - экспорта

expimp.exe

6.4

9F2AA3085B85BEF7

46ECD04018227166

MD5

Модуль ручного ввода данных

HandInput.exe

6.4

2F968830F6FF3A2201

1471D867A07785

Модуль сервера опроса

PSO.exe

6.4

A121F27F261FF87981

32D82DCF761310

Модуль

предотвращения

сбоев

SrvWDT.exe

6.4

76AF9C9A4C0A8055

0B1A1DFD71AED151

Редактор расчетных схем

adcenter.exe

6.4

79FA0D977EB187DE 7BA26ABF2AB234E2

Модуль администрирования системы

AdmTool.exe

6.4

C1030218FB8 CDEA4 4A86F04AA15D7279

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

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

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

о,

е

ме

о

Н

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная по-грешность, %

По-

грешнос ть в рабочих услови-

1

2

3

4

5

6

7

8

ях9 %

ПС 220/10/10 кВ «Аврора»

1

ЗРУ-10 кВ МГПЗ,

I с.ш. 10 кВ, яч.4

ТШЛ-СЭЩ-10-04 Кл. т. 0,5S 4000/5 Зав. № 00552-14; Зав. № 00563-13; Зав. № 00550-14

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 00460-14

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0111053016

ЭКОМ-3000 Зав. № 02061212

активная

реактивная

±0,9

±2,3

±2,9

±4,8

2

ЗРУ-10 кВ МГПЗ, ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 4074934; Зав. № 4038826; Зав. № 4038872

-

ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612105562

ЭКОМ-3000 Зав. № 02061212

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

3

ЗРУ-10 кВ МГПЗ,

II с.ш. 10 кВ, яч.9

ТШЛ-СЭЩ-10-04 Кл. т. 0,5S 4000/5 Зав. № 00553-14; Зав. № 00549-14; Зав. № 00551-14

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 00469-14

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 04052495

ЭКОМ-3000 Зав. № 02061212

активная

реактивная

±0,9

±2,3

±2,9

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

ЗРУ-10 кВ МГПЗ, ввод 0,4 кВ ТСН-2

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 4038870; Зав. № 4074940; Зав. № 4074400

-

ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612105492

ЭКОМ-3000 Зав. № 02061212

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

5

ЗРУ-10 кВ МГПЗ,

III с.ш. 10 кВ, яч.15

ТШЛ-СЭЩ-10-04 Кл. т. 0,5S 4000/5 Зав. № 00520-13; Зав. № 00523-13; Зав. № 00519-13

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 00590-13

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109056049

ЭКОМ-3000 Зав. № 02061212

активная

реактивная

±0,9

±2,3

±2,9

±4,8

6

ЗРУ-10 кВ МГПЗ,

IV с.ш. 10 кВ, яч.20

ТШЛ-СЭЩ-10-04 Кл. т. 0,5S 4000/5 Зав. № 00513-13; Зав. № 00524-13; Зав. № 00514-13

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 00584-13

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109056063

ЭКОМ-3000 Зав. № 02061212

активная

реактивная

±0,9

±2,3

±2,9

±4,8

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.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1,0 - 1,2) Ьюм, частота - (50 ± 0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

-    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) I^; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота -(50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до плюс 70 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) !н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота

-    (50 ± 0,4) Гц;

-    относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    температура окружающего воздуха:

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 °С до плюс 60 °С;

-    для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М.17 от минус 40 °С до плюс 60 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

-    для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.

6.    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 на ОАО «СибурТюменьГаз» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М.17 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

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, параметрирова-

нии:

-    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 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Ноябрьский ГПК» 2-я очередь типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТШЛ-СЭЩ-10-04

51624-12

12

Трансформатор тока

ТШП-0,66

47957-11

6

Трансформатор напряжения

НАЛИ-СЭЩ-10

51621-12

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М.17

36355-07

2

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

17049-04

1

Программное обеспечение

ПО «Энергосфера»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 59712-15 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Ноябрьский ГПК» 2-я очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2014 г.

Перечень основных средств 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»;

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

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.17 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП-26-262-99», согласованному с УНИИМ декабрь 1999 г.;

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

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

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

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ЗАО «Ноябрьский ГПК» 2-я очередь, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Ноябрьский ГПК» 2-я очередь

1    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

3    ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание