| Номер в госреестре | 89731-23 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "ОЭЗ ППТ Липецк" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "ЗЭТО СМП Северо-запад" (ООО "ЗЭТО СМП Северо-запад"), г. Санкт-Петербург |
| Год регистрации | 2023 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «ОЭЗ ППТ Липецк» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) только для измерительных каналов 4 и 5;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД), автоматизированные рабочие места (АРМы) и программное обеспечение (ПО) «Энфорс».
ИИК, ИВКЭ, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связей 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 счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает в устройство сбора и передачи данных (УСПД) для измерительных каналов №
4 и № 5 и далее по каналу связи сети Ethernet - на сервер. Для измерительных каналов № 1, 2 и 3 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 ТСР/1Р сети Ethernet 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.
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы сервера БД, УСПД и счетчиков. Сервер получает шкалу времени UTC(SU) от устройства синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация сервера БД происходит при расхождении более чем на ±2 с. УСПД получает шкалу времени UTC(SU) путем обработки сигналов GPS/ГЛОНАСС с использованием встроенного приёмника сигналов GPS/ГЛОНАСС. При каждом опросе счетчиков с УСПД или с сервера определяется поправка часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает ±2 с, то выполняется коррекция часов счетчика. Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер наносится типографским способом в формуляр и на информационную табличку корпуса сервера БД методом шелкографии. Средству измерений присвоен заводской номер 1.
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 таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Collector.x32.exe | bp_admin.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.0.0.20 | не ниже 8.2.16 |
| Цифровой идентификатор ПО | EF44D3EDC551575713CF2361 968E176A | 06C9749D6963F3F81BDDE9 5F081A2737 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС-110 кВ, Ввод 1 "Двуречки-правая" | ТГФ110 Кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 Рег. № 16635-05 | ЗНГА-1-110 П*-У1 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000:V3/100:V3 Рег. № 60290-15 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | УСВ-2 Рег. № 41681-10; Сервер БД |
| 2 | ПС-110 кВ, Ввод 2 "Двуречки-левая" | ТГФ110 Кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 Рег. № 16635-05 | ЗНГА-1-110 П*-У1 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000:V3/100:V3 Рег. № 60290-15 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 3 | ПС-110 кВ, Ячейка 110 кВ "Иокохама" | ТГФМ-110 II* Кл.т. 0,2S Ктт = 100/5 Рег. № 36672-08 | ЗНГА-1-110 П*-У1 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000:V3/100:V3 Рег. № 60290-15 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
| 4 | ПС 110/10 кВ «ОЭЗ Елец 1», ВЛ 110 кВ Елецкая 220-Правобережная I цепь с отпайками | SAS Кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 Рег. № 74177-19 | SVS 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000:V3/100:V3 Рег. № 87514-22 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | УСПД ARIS-2805 Рег. № 67864-17; Сервер БД |
| 5 | ПС 110/10 кВ «ОЭЗ Елец 1», ВЛ 110 кВ Елецкая 220-Правобережная II цепь с отпайками | SAS Кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 Рег. № 74177-19 | SVS 123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000:V3/100:V3 Рег. № 87514-22 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Продолжение таблицы 2_
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСПД 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 АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
| ИК №№ | cos ф | Ь< I изм<1 5 | Ь< I изм<1 20 | I20< I изм<1 100 | I100< I изм <! 120 | ||||
| О > % о4 | 5wcP % | О > % о4 | 5wcP % | О > % О4 | 5wcP % | о > % о4 | 5wcP % | ||
| 1 - 5 | 0,50 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,3 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,9 | ±0,8 |
| 0,80 | ±1,2 | ±1,8 | ±0,9 | ±1,4 | ±0,6 | ±1,0 | ±0,6 | ±1,0 | |
| 0,87 | ±1,1 | ±2,1 | ±0,8 | ±1,6 | ±0,6 | ±1,1 | ±0,6 | ±1,1 | |
| 1,00 | ±0,9 | - | ±0,6 | - | ±0,5 | - | ±0,5 | - | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
| ИК №№ | cos ф | Ь< I изм<! 5 | Ь< I изм<! 20 | I20< I изм<! 100 | I100< I изм <I 120 | ||||
| 5wA % | 5wp % | 5wA % | 5wp % | 5wA % | 5wp % | 5wA % | 5wp % | ||
| 1- 5 | 0,50 | ±1,9 | ±2,0 | ±1,4 | ±1,9 | ±1,1 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,6 |
| 0,80 | ±1,3 | ±2,3 | ±1,0 | ±2,0 | ±0,8 | ±1,7 | ±0,8 | ±1,7 | |
| 0,87 | ±1,2 | ±2,5 | ±1,0 | ±2,1 | ±0,8 | ±1,7 | ±0,8 | ±1,7 | |
| 1,00 | ±1,1 | - | ±0,6 | - | ±0,6 | - | ±0,6 | - | |
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с_
Примечание:
I2 - сила тока 2% относительно номинального тока ТТ;
I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ;
I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
1изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
5wcA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
8wоР - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
5wA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
5wp - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 5 |
| Нормальные условия: - сила тока, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С | от 2 до 120 от 98 до 102 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - сила тока, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков и УСПД, °С | от 2 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч - среднее время возобновления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч - среднее время возобновления работоспособности, ч Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 2 125000 0,5 35000 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45 3,5 |
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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- в журнале событий УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
наносится типографским способом на титульный лист формуляра ОЭЗ.01-01.2018.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «ОЭЗ ППТ Липецк». Формуляр».
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Измерительный трансформатор тока | SAS | 6 |
| Измерительный трансформатор тока | ТГФ110 | 6 |
| Измерительный трансформатор тока | ТГФМ-110 II* | 3 |
| Измерительный трансформатор напряжения | ЗНГА-1-110 П*-У1 | 6 |
| Измерительный трансформатор напряжения | SVS 123 | 6 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 5 |
| У стройства синхронизации системного времени | УСВ-2 | 1 |
| УСПД | ARIS-2805 | 1 |
| Сервер БД | Proliant DL360 Gen9 | 1 |
| ПО | Энфорс | 1 |
| Формуляр | ОЭЗ.01-01.2018.ФО | 1 |
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «ОЭЗ ППТ Липецк»». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311735.
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 22261-94 Межгосударственный стандарт. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы. Стадии создания.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 17.11.2024 |
