Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ОЭЗ ППТ Липецк"
| Номер в ГРСИ РФ: | 71406-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энфорс", г.Воронеж |
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
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 71406-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ОЭЗ ППТ Липецк" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 002 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энфорс", г.Воронеж
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 71406-18: Описание типа СИ | Скачать | 126.4 КБ | |
| 71406-18: Методика поверки МП КЦСМ-150-2018 | Скачать | 585.8 КБ |
Описание типа
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-npueMHUKa 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 | |
Продолжение таблицы 2___________________________________________________________
Примечания:
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 ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности, (±5), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
|
1, 2, 3 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,4 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 Uhom |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от Ihom |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от Ihom |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cosф |
0,5 инд до 0,8 емк |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервера: - 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, сут, не менее |
113 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
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
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
