Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ОЭЗ ППТ Липецк". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ОЭЗ ППТ Липецк"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ОЭЗ ППТ Липецк» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ОЭЗ ППТ «Липецк», автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента

Описание

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

Измерительные каналы состоят из двух уровней АИИС КУЭ:

1-й    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.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), АРМы и программное обеспечение (ПО) «Энфорс».

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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

-    средняя на и интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485

поступает в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet, и далее по каналу связи сети Ethernet - на сервер.

На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Липецкое РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с сервера по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника точного времени, часы сервера БД и счетчиков. Синхронизация сервера БД осуществляется один раз в час при расхождении показаний часов приемника и сервера БД на ±2 с. Сервер БД осуществляет синхронизацию времени счетчиков. Сличение времени часов счетчиков со временем часов сервера БД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера БД ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Энфорс». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблицах 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энфорс»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Значение

Идентификационное наименование ПО

Collector_energy.exe

bp_admin.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

7.4.1.2

Цифровой идентификатор ПО

4212400F621EDEF0E9D1

0BB9A7105BCD

487FF7AA145679A2F1E9162

E8F745EF8

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

Таблица 2 - Состав ИК

Номер и наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД/УССВ/

Сервер

1

ПС-110 кВ Ввод 1 «Двуречки-правая»

ТГФ-110

300/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 16635-05

НАМИ-110 УХЛ1(1) 110000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Сервер HP Proliant DL360 Gen9 УСВ-2 Рег. № 41681-09

2

ПС-110 кВ Ввод 2 «Двуречки-левая»

ТГФ-110 300/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 16635-05

НАМИ-110 УХЛ1 110000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

3

Ячейка 110 кВ «Йокохама»

ТГФ-110 100/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 16635-05

НАМИ-110 УХЛ1(1) 110000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Пр имечания:

1    Допускается замена ТТ, ТН, 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.

2    Допускается замена УССВ 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 их неотъемлемая часть.

4    (1) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 1, 3._

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номера

Вид электроэнергии

Границы основной

Границы погрешности в

ИК

погрешности, (±5), %

рабочих условиях, (±5), %

Активная

0,6

1,4

1, 2, 3

Реактивная

1,1

2,4

Примечания:

1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

3

Нормальные условия: параметры сети:

-    напряжение, % от Uном

-    ток, % от !ном

-    коэффициент мощности

-    температура окружающей среды, °С

от 98 до 102 от 1 до 120

0,9

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

-    напряжение, % от Uном

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности, СОБф

-    температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

-    температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С

от 90 до 110 от 5 до 120

0,5 инд до 0,8 емк

от -45 до +40 от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч Сервера:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч

140000

2

70000

1

Глубина хранения информации:

Электросчетчики:

-    тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

-    при отключении питания, лет, не менее Сервер:

-    хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

113

10

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Надежность системных решений:

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий:

-    в журнале событий счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    испытательной коробки;

-    сервера БД.

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой

подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Измерительный трансформатор тока

ТГФ-110

6

Измерительный трансформатор тока

ТГФМ-110

3

Измерительный трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

3

Устройства синхронизации системного времени

УСВ-2

1

Сервер

Proliant DL360 Gen9

1

ПО

Энфорс

1

Руководство по эксплуатации

ОЭЗ.01-01.2018.ФО

1

Методика поверки

МП КЦСМ-150-2018

1

Поверка

осуществляется по документу МП КЦСМ-150-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110/10кВ «ОЭЗ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ», ФБУ «Воронежский ЦСМ» 23.03.2018 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по документу: ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

-    УСВ-2 - по документу: «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТИ» в 2009 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ОЭЗ ППТ Липецк»

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

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

Развернуть полное описание