Система автоматизированная информационно-измерительная контроля качества электроэнергии (АИИС ККЭ) Производственная база ОАО "ЦТД "Диаскан"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная контроля качества электроэнергии (АИИС ККЭ) Производственная база ОАО «ЦТД «Диаскан» (далее - АИИС ККЭ) предназначена для измерений показателей качества электроэнергии (далее - ПКЭ) (среднеквадратическое значение напряжения (фазного и междуфазного), отрицательное отклонение напряжения (фазного и междуфазного), положительное отклонение напряжения (фазного и междуфазного), отклонение частоты в диапазоне от 42,5 до 57,5 Гц, коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности, коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности, длительность провала и прерывания напряжения, длительность перенапряжения в рабочем диапазоне, доза фликера (кратковременная и длительная), коэффициент гармонической составляющей фазного и междуфазного напряжения порядка n (n=2...50), суммарный коэффициент гармонических составляющих фазного и междуфазного напряжения) за установленные интервалы времени, календарного времени, интервалов времени, а также сбора, контроля, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС ККЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя счетчики - измерители показателей качества электрической энергии многофункциональные (далее - счетчики) в соответствии с ГОСТ 30804.4.30, ГОСТ 30804.4.7, ГОСТ 32144, модуль приёма сигнала точного времени и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС ККЭ приведены в таблицах 2 и 3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС ККЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

Счетчики, используемые в АИИС ККЭ, измеряют ПКЭ в соответствии с методами, приведенными в ГОСТ 30804.4.30 для класса характеристик процесса измерений А.

Принцип действия основан на измерении мгновенных значения сигналов напряжения и их дальнейшей математической обработке, основанной на быстром преобразовании Фурье. Обработанные данные передаются со счетчиков в сервер БД АИИС ККЭ для автоматизированного сбора, хранения, обработки и отображения.

На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.

Синхронизация счетчиков электрической энергии многофункциональных обеспечивается с помощью модуля приёма сигнала точного времени «DF01», предназначенный для приёма радиосигналов времени, передаваемых глобальными навигационными спутниковыми системами ГЛОНАСС/GPS. Пределы допускаемой погрешности измерения текущего времени счетчика по отношению к времени «Национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU)» составляют ±0,02 с. Данное требование к измерению текущего времени выполняется с применением синхронизации, периодически проводимой во время измерений.

Если синхронизация с помощью приемника систем GPS и ГЛОНАСС невозможна, допустимое отклонение текущего времени составляет менее 1 с в сутки.

В случае неисправности, ремонта или поверки модуля приёма сигнала точного времени «DF01» имеется возможность синхронизации часов счетчиков от уровня ИВК ПАО «Транснефть».

В журнале событий счетчиков фиксируются следующие события:

-    события подсистемы питания:

-    рестарт счетчика;

-    отключение счетчика;

-    события подсистемы реального времени:

-    коррекция времени;

-    синхронизация;

-    неисправность часов реального времени;

-    события подсистемы защиты информации:

-    попытка несанкционированного доступа (ввод неправильного пароля, открытия крышек);

-    изменение данных параметризации;

-    события учета энергии и выход за диапазон, установленный пользователем, параметров:

-    напряжения первой последовательности (среднее за 10 периодов сети);

-    перегрузки любого из входов;

-    пропадания напряжения;

-    изменение показателей качества электроэнергии:

-    величина и дата/время отклонения напряжения;

-    длительность, глубина и дата/время провала напряжения;

-    длительность и дата/время перенапряжения;

-    коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности;

-    коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности;

-    отклонение частоты.

Журналы событий сервера БД отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до коррекции, а также величину коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС ККЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер ПО)

Не ниже 8.0

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Другие идентификационные данные (если имеются)

pso_metr.dll, версия 1.1.1.1

Метрологические характеристики ИК АИИС ККЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС ККЭ

о,

ме

о

к

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Измеряемые физические величины

Счётчик

1

КТП 10/0,4 кВ, Ввод № 1 0,4 кВ

BINOM3 Класс А

среднеквадратическое значение напряжения (фазного и междуфазного),

отрицательное отклонение напряжения (фазного и междуфазного),

положительное отклонение напряжения (фазного и междуфазного),

отклонение частоты в диапазоне от -7,5 до 7,5 Гц от номинального значения,

коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности,

коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности,

длительность провала и прерывания напряжения, длительность перенапряжения в рабочем диапазоне, доза фликера (кратковременная и длительная), коэффициент гармонической составляющей фазного и междуфазного напряжения порядка n (n=2.. .50), суммарный коэффициент гармонических составляющих фазного и междуфазного напряжения, интервалы времени, календарное время

2

КТП 10/0,4 кВ, Ввод № 2 0,4 кВ

BINOM3 Класс А

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК

Номер

ИИК

Измеряемый параметр

Диапазон измерений

Пределы допускаемой погрешности в нормальных условиях эксплуатации: абсолютной А; относительной 5, %; приведенной у, %

Примечание

1

2

3

4

5

1; 2

Среднеквадратическое значение напряжения (фазного иА, иВ, Uc и междуфазного Цав, иВС, Ц:а), В

(0,1 - 2) ином

±0,1 (у)

-

Отрицательное отклонение напряжения (фазного 5UA(-), 5UB(-), 5иС(-) и междуфазно-

го 5UAB(->

5ивС(-), 5иСА(-)), В

от 0 до 90

±0,1 (А)

-

1

2

3

4

5

1; 2

Положительное отклонение напряжения (фазного ША(+), 5UB(+), 5Uc(+) и междуфазно-

го Шав(+> бЩа+ъ ШсамХ В

от 0 до 100

±0,1 (А)

-

Отклонение частоты Af 10, Гц

от -7,5 до +7,5

±0,01 (А)

-

Коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности К2^ %

от 0 до 20

±0,15 (А)

-

Коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности Кш, %

от 0 до 20

±0,15 (А)

-

Длительность провала At пров и прерывания напряжения At прер , с

от 0,02 до 60

±Т (А)

Т = -1, f

где f - частота, Гц

Длительность временного перенапряжения At пер, с

от 0,02 до 60

±Т (А)

Т = -1, f

где f - частота, Гц

Доза фликера (кратковременная PSt и длительная PLt) отн. ед.

от 0,2 до 10

±5 (S)

-

Коэффициент гармонической составляющей фазного

KUA(n> KuВ(n), KuС(n) и меж-

дуфазного KUAB(n), KuВС(n), KUСА(n) напряжения порядка n (n=2...50), %

от 0,05 до 50

±0,05 (А) для Ku(n) < 1 % ±5 (S) для Ku(n) > 1 %

-

Суммарный коэффициент гармонических составляющих фазного Kua, Kub, Kuc и междуфазного Kuab, Kubc, KUCa. напряжения, %

от 0,1 до 50

±0,05 (А) для Ku < 1 % ±5 (5) для Ku > 1 %

-

Примечания:

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия:

- напряжение, % от ином

- температура окружающей среды, °С

от 10 до 200

- относительная влажность, %

от +15 до +25

- атмосферное давление, кПа

от 30 до 80

от 70 до 106,7

Рабочие условия:

- напряжение, % от ином

от 10 до 200

- температура окружающей среды в месте расположения счетчи

ков, °С

от +17 до +30

Надежность применяемых в АИИС ККЭ компонентов:

счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

150000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

HP Proliant BL 460c Gen8

264599

HP Proliant BL 460c G6

261163

- среднее время восстановления работоспособности, ч

0,5

УССВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

15000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Глубина хранения информации

счетчики:

- результаты измерений ПКЭ, записей, не менее

65535

- при отключении питания, лет, не менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике.

-    журнал ИВК:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и ИВК.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера (серверных шкафов);

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

-    счетчика;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную контроля качества электроэнергии (АИИС ККЭ) Производственная база ОАО «ЦТД «Диаскан» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС ККЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС ККЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

Счетчики - измерители показателей качества электрической энергии многофункциональные

BINOM3

60113-15

2

Модуль приёма сигнала точного времени

DF01

60327-15

1

Сервер с программным обеспечением

ПК «Энергосфера»

-

1

Методика поверки

МП 206.1-232-2017

-

1

Паспорт-Формуляр

АСВЭ 152.00.000 ФО

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-232-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная контроля качества электроэнергии (АИИС ККЭ) Производственная база ОАО «ЦТД «Диаскан». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 9 августа 2017 г.

Основные средства поверки:

-    BINOM3 - по документу ТЛАС.411152.002 ПМ «Счетчики - измерители показателей качества электрической энергии многофункциональные серии «BINOM3» с изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 15.05.2016 г.;

-    DF01 - по документу МП РТ 2215-2015 «Модули приема сигнала точного времени «DF01» ЛАМТ.426472.002», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 1401.2015 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 27008-04);

-    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 %;

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений показателей качества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной контроля качества электроэнергии Производственная база ОАО «ЦТД «Диаскан», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной контроля качества электроэнергии (АИИС ККЭ) Производственная база ОАО «ЦТД «Диаскан»

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

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

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

Развернуть полное описание