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
71406-18: Методика поверки МП КЦСМ-150-2018Скачать585.8 Кб