Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ФПК "Космос-Нефть-Газ". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ФПК "Космос-Нефть-Газ"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ», сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения по 7 (семи каналам).

Измерительный каналы АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

1-ый    уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), 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 Энергия+», «Энфорс АСКУЭ».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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 (умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере ИВК АИИС КУЭ).

Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на вход блока синхронизации и связи, далее через коммутируемые модемы поступает на сервер БД ИВК, где осуществляется обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, а также оформление отчетных документов.

ИВК предназначен для обеспечения выполнения задач автоматического сбора, диагностики, обработки и хранения информации об измеренном количестве электроэнергии, а также обеспечения интерфейсов доступа к информации. Учетная информация, передаваемая внешним пользователям с сервера ИВК через Internet (основной канал связи) и GSM-модем (резервный канал связи), отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов в формате XML 51070 и 80020.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ). В АИИС КУЭ синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает устройство синхронизации системного времени (УССВ) КСС-011.

Сличение часов счетчиков с УССВ из состава блока синхронизации и связи КСС-011 и коррекция производится 1 раз в сутки в независимости от величины расхождения. Сравнение показаний часов сервера с часами счетчиков производится 1 раз в 30 минут, корректировка часов сервера выполняется при расхождении показаний часов сервера с часами счетчиков на величину более ±1 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Энфорс Энергия+» и «Энфорс АСКУЭ». 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

«Энфорс Энергия+»

Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже

1.6.9.39

Цифровой идентификатор ПО:

Программа администрирования и настройки admin.EXE

a527146daf2c00353aae0fc4806e362b

Программа опроса и передачи данных collector_ energyplus.exe

ae3e6376159e74a4f067b2fe054f970e

Идентификационное наименование ПО

«Энфорс АСКУЭ»

Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже

2.2.11.36

Цифровой идентификатор ПО:

Программа расчета вычисляемых показателей calcformula.exe

c4a7601 a38ddcee614ef64ac989cf7ba

Программа пересчета суммарных показателей dataproc.exe

63bd1c7b5d1d810ed43b38c44c04fbd5

Программа администрирования и настройки enfadmin.exe

ada434637f501b10222ab23c3e6b4539

Программа просмотра событий сервера enfc log.exe

ef23dbcc712b12a1710e60210631233a

Программа автоматического подключения к СУБД enflogon.exe

1d4e2650bccd8dab83636736f3a412ca

Программа просмотра событий счетчиков ev viewer.exe

6ffc968e91e9e1c7403c1f9d0330b581

Программа загрузки данных со счетчиков в СУБД loaddatafromtxt.exe

ec7610cd90587773714179b2a940804d

Программа формирования макетов 51070 newm51070.exe

c8821ab45fca37c7b8cd2e20df6783f0

Программа просмотра данных tradegr.exe

7c50e04885810040b33605609bbd3ffb

Программа просмотра данных newopcon.exe

26c50188ff6421d9322266859c072ae3

1

2

Программа формирования отчетов newreports.exe

1522f96c161dba8941d85a26f9f9379e

Программа формирования макетов 80020 m80020.exe

6c4a997fe04fff03 e6ebf720739ee223

Технические характеристики

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологические характеристики с указанием наименования присоединений.

В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.

Таблица 2 - Состав

ИК

Канал измерений

Средство измерений

Ктт-

Ктн-

Ксч=

Красч.

Наименование,

измеряемой

величины

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ(средство измерений), класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный №

Обозначение, тип

1

2

3

4

5

6

УССВ КСС-011 / Сервер HP DL 160G5

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

1

ПС-1 6 кВ Ввод 1 ООО ФПК «Космос-нефть-газ»

ТТ

КТтт=0,5 Ктт= 400/5 № 2363-68

А

ТПЛМ-10

4800

Ток

первичный I

В

-

С

ТПЛМ-10

ТН

КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 323-49

А

В

С

НТМК-6

Напряжение первичное U

Счетчик

КТсч=0^/1

Ксч=1

№ 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

1

2

3

4

6

7

2

ПС-10 6 кВ Ввод 1 ООО ФПК «Космос-нефть-газ»

ТТ

КТтт= 0,5 Ктт= 400/5 № 1276-59

А

ТПЛ-10

4800

Ток

первичный I

В

-

С

ТПЛ-10

ТН

КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 323-49

А

В

С

НТМК-6

Напряжение первичное U

Счетчик

КТсч=0^/1

Ксч=1

№ 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

3

ПС-10 6 кВ Ввод 2 ООО ФПК «Космос-нефть-газ»

ТТ

КТтт= 0,5 Ктт= 600/5 № 1261-59

А

ТПОЛ-10

7200

Ток

первичный I

В

-

С

ТПОЛ-10

ТН

КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 323-49

А

В

С

НТМК-6

Напряжение первичное U

Счетчик

КТсч=0^/1

Ксч=1

№ 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

4

ПС-10 6 кВ яч. 14 ООО ФПК «Космос-нефть-газ»

ТТ

КТтт= 0,5 Ктт= 50/5 № 1276-59

А

ТПЛ-10

600

Ток

первичный I

В

-

С

ТПЛ-10

ТН

КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 323-49

А

В

С

НТМК-6

Напряжение первичное U

Счетчик

КТсч=0^/1

Ксч=1

№ 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

1

2

3

4

6

7

5

ПС-10 6 кВ яч. 15 ООО ФПК «Космос-нефть-газ»

ТТ

КТтт= 0,5 Ктт= 50/5 № 22192-07

А

ТПЛ-10М

600

Ток

первичный I

В

-

С

ТПЛ-10М

ТН

КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 323-49

А

В

С

НТМК-6

Напряжение первичное U

Счетчик

КТсч=0^/1

Ксч=1

№ 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

6

ПС-10 6 кВ яч. 17 ООО ФПК «Космос-нефть-газ»

ТТ

КТтт= 0,5 Ктт= 50/5 № 22192-07

А

ТПЛ-10М

600

Ток

первичный I

В

-

С

ТПЛ-10М

ТН

КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 323-49

А

В

С

НТМК-6

Напряжение первичное U

Счетчик

КТсч=0^/1

Ксч=1

№ 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

7

ПС-10 6 кВ яч. 15 ООО ФПК «Космос-нефть-газ»

ТТ

КТтт= 0,5 Ктт= 50/5 № 28139-12

А

ТТИ

600

Ток

первичный I

В

ТТИ

С

ТТИ

ТН

А

В

С

-

Напряжение первичное U

Счетчик

КТсч=0^/1

Ксч=1

№ 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

Примечания:

КТ - класс точности средства измерений.

Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.

Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Ктн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Допускается замена счетчиков, ТТ и ТН на аналогичные утвержденных типов. 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.

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной/ реактивной (5WP /5wq) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95_

5wp,%

ИК

КТтг

КТтн

КТсч

Значение cos j

для диапазона 1 (5)%<I/In<20%

Wp5 %< Wp<Wp20 %

для диапазона 20%<I/In<100%

Wp20 % <Wp<Wp100 %

для диапазона 100%< I/In<120%

Wp100 % <Wp< Wp120 %

1-7

0,5

0,5(-)

0,5s

1,0

±2,2

±1,7

±1,6

0,8

±3,3

±2,3

±2,0

0,5

±5,8

±3,6

±3,0

Swq,%

ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos j

для диапазона 1 (5)%<I/In<20%

W Q5 % <WQ<W Q20 %

для диапазона 20%<I/In<100%

Wq20 % <Wq<Wq 100 %

для диапазона 100%< I/In<120% WQ100 % <Wq< Wq120%

1-7

0,5

0,5(-)

1,0

0,8(0,6)

±5,7

±3,4

±2,9

0,5(0,87)

±4,1

±2,7

±2,5

I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального;

WP1(5) %(Wq1(5)) -WP120 %(Wq120 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In равном от 1(5) до 120 %.

Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

-    трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД;

-    счётчики электро энергии для измерения активной и реактивной энергии по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.23-2012 и ЭД.

Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ

Наименование параметров, влияющих величин

Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала

Счетчики

ТТ

ТН

Сила переменного тока, А

от —2мин до —2макс

от -1мин до 1,2 -1ном

-

Напряжение переменного тока, В

от 0,8^2ном до 1,15 и2ном

-

от 0,9 U1 ном до 1,1 и1ном

Коэффициент мощности (cos ф)

от 0,5инд. до 0,8емк.

от 0,5инд. до 0,8емк.

от 0,5инд. до 0,8емк.

Частота, Гц

от 47,5 до 52,5

от 47,5 до 52,5

от 47,5 до 52,5

Температура окружающего воздуха по ЭД, °С

от -40 до +60

от -40 до +55

от -50 до +45

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл, не более

0,5

-

-

Мощность вторичной нагрузки ТТ

(при COsj2 =0,8инд)

-

от 0,251?2ном до 1,0^2ном

-

Мощность вторичной нагрузки ТН (при cos j2 =0,8инд)

-

-

от 0,25^2ном до 1,0^2ном

Наименование характеристики

Значение

Среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

Трансформаторы тока

400 000

Трансформаторы напряжения

400 000

Счетчик электроэнергии

90 000

ИБП APC Smart UPS XL 1400 VA

35000

Коммуникационное оборудование

50000

УССВ КСС-011

50000

Сервер

50000

Срок службы, лет:

Трансформаторы тока

30

Трансформаторы напряжения

30

Счетчики электроэнергии

30

Коммуникационное и модемное оборудование

10

Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе не более 4 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи на уровне ИИК-ИВК, информация о результатах измерений

может передаваться внешним пользователям по электронной почте;

-    мониторинг состояния АИИС КУЭ;

-    удалённый доступ;

-    возможность съёма информации со счётчика автономным способом;

-    визуальный контроль информации на счётчике.

Регистрация событий:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике (сервере);

Защищенность применяемых компонентов:

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей;

-    сервера.

Защита информации на программном уровне:

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервере;

-    использование электронно-цифровой подписи при передаче результатов измерений;

Глубина хранения информации в счетчиках, не менее, 111 суток, на сервере, не менее, 10 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

4 шт.

Трансформаторы тока

ТПЛ-10

4 шт.

1

2

3

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

2 шт.

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

2 шт.

Трансформаторы тока

ТТИ

3 шт.

Трансформаторы напряжения

НТМК-6

3 шт.

Счетчики электроэнергии

ПСЧ-4ТМ.05М

7 шт.

УССВ

КСС-011

1 шт.

Сервер

HP DL160 G5

1 шт.

ПО

Энфорс Энергия+

1 шт.

ПО

Энфорс АСКУЭ

1 шт.

Паспорт-формуляр

-

1 экз.

Технорабочий проект

-

1 экз.

Методика поверки

-

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 72666-18 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 12 марта 2018 г.

Основные средства поверки:

-    радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;

-    средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-    средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.126 РЭ1.

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 учёта электроэнергии ООО ФПК «Космос-Нефть-Г аз»

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

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

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

Развернуть полное описание