Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оренбургские минералы"

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 12 от 20.11.08 п.179
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 33544
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО "Корпорация Газэнергопром" г. Москва
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оренбургские минералы» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС», филиал ОАО «СО-ЕЭС» ОАО «Оренбургское РДУ», ООО «ГЭК».

Описание

АИИС КУЭ ОАО «Оренбургские минералы» представляет собой двухуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Первый уровень включает в себя 8 (восемь) информационно-измерительных комплексов (ИИК) и выполняет функцию проведения измерений.

Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК).

В состав ИИК входят:

счетчики электрической энергии;

измерительные трансформаторы тока и напряжения;

вторичные измерительные цепи.

В состав ИВК входят:

технические средства приёма-передачи данных;

сервер сбора данных (ССД);

устройство синхронизации системного времени (УССВ);

технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

АИИС КУЭ ОАО «Оренбургские минералы» решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (один раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

передача журналов событий счетчика и УСПД.

Принцип действия:

Сигналы, пропорциональные напряжению и току в сети, снимаются с вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения и поступают на вход преобразователя счетчика. Измерительная система преобразователя перемножает входные сигналы, получая мгновенную потребляемую мощность. Этот сигнал поступает на вход микроконтроллера счетчика, преобразующего его в Вт-ч и, по мере накопления сигналов, изменяющего показания счетчика. Микроконтроллер считывает и сохраняет последнее сохраненное значение. По мере накопления каждого Вт-ч, микроконтроллер увеличивает показания счетчика.

Для получения информации со счетчиков, сервер сбора данных (ИВК) формирует запрос на счетчик с нужным адресом.

Счетчик в ответ пересылает данные через терминал по информационным линиям связи на сервер сбора данных (ИВК), на котором установлено специализированное программное обеспечение Альфа-Центр. Далее по каналам связи обеспечивается дальнейшая передача информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО-ЕЭС» ОАО «Оренбургское РДУ», ООО «ГЭК».

Взаимодействие между АИИС ОАО «Оренбургские минералы», ИАСУ КУ ОАО «АТС», филиалом ОАО «СО-ЕЭС» ОАО «Оренбургское РДУ», ООО «ГЭК» осуществляется через сервер сбора данных по следующим каналам связи:

основной канал связи организован на базе выделенного канала сети «Интернет». Основной канал связи обеспечивает, скорость передачи данных не менее 28800 бит/сек и имеет коэффициент готовности не хуже 0,95;

резервный канал связи организован через GSM-сеть связи. Резервный канал связи обеспечивает скорость передачи данных не менее 9600 бит/сек. и коэффициент готовности не хуже 0,95.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая создана на основе устройства синхронизации времени УСВ-1 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28716-05 (Рег. № 28716-05). Устройством приема сигналов точного времени служит встроенный в УСВ-1 приемник сигналов навигационной системы GPS. УСВ-1 подключенно к серверу сбора данных. Контроль времени осуществляется постоянно, синхронизация времени осуществляется при расхождении времени СОЕВ и корректируемого компонента на величину более чем ±2 с. В СОЕВ входят средства измерений, обеспечивающие измерение времени, также учитываются временные характеристики (задержки) линий связи, которые используются при синхронизации времени.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

MD5

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

№ ИИК

Наименование точки учета, диспетчерские наименования присоединения (Код точки измерения)

Состав ИИК

Вид измеряемой величины

Вид СИ

Тип, технические и метрологические характеристики, номер Рег.а, заводской номер

1

2

3

4

5

1

Фабричная 110/6 кВ

Вв. 1 яч. 13

ТТ

Тип           ТПШЛ-10

КТ              3000/5

Класс точности   0,5

Рег. №            1423-60

Заводской №     3602, 3601, 3604

Энергия Активная, Реактивная

ТН

Тип            НТМИ-6-66

КТ              6000/100

Класс точности   0,5

Рег. №            2611-70

Заводской №     2525

Сч

Тип             СЭТ 4ТМ.03.01

Класс точности   0,5S/1,0

Рег. №           27524-04

Заводской №     0102072928

2

Фабричная 110/6 кВ

Вв. 2 яч. 37

ТТ

Тип           ТПШЛ-10

КТ              3000/5

Класс точности   0,5

Рег. №            1423-60

Заводской №     7212, 3041, 7419

Энергия Активная, Реактивная

ТН

Тип            НТМИ-6-66

КТ              6000/100

Класс точности   0,5

Рег. №            2611-70

Заводской №     966

Сч

Тип             СЭТ 4ТМ.03.01

Класс точности   0,5S/1,0

Рег. №           27524-04

Заводской №     0102072948

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

3

Фабричная 110/6 кВ Вв. 3 яч. 2

ТТ

Тип           ТПШЛ-10

КТ              3000/5

Класс точности   0,5

Рег. №            1423-60

Заводской №     085, 3658, 3603

Энергия Активная, Реактивная

ТН

Тип            НТМИ-6-66

КТ              6000/100

Класс точности   0,5

Рег. №            2611-70

Заводской №     2842

Сч

Тип             СЭТ 4ТМ.03.01

Класс точности   0,5S/1,0

Рег. №           27524-04

Заводской №     0102071027

4

Фабричная 110/6 кВ

Вв. 4 яч. 26

ТТ

Тип           ТПШЛ-10

КТ              3000/5

Класс точности   0,5

Рег. №            1423-60

Заводской №     7194, 3017

Энергия Активная, Реактивная

Тип            ТЛШ-10

КТ              3000/5

Класс точности   0,5

Рег. №            11077-87

Заводской №     1124

ТН

Тип            НТМИ-6-66

КТ              6000/100

Класс точности   0,5

Рег. №            2611-70

Заводской №     921

Сч

Тип             СЭТ 4ТМ.03.01

Класс точности   0,5S/1,0

Рег. №           27524-04

Заводской №     0102071371

5

СТП 35 кВ Вв. 1

ТТ

Тип            ТОЛ-35

КТ              300/5

Класс точности   0,5 S

Рег. №           21256-03

Заводской №      1196, 1201, 1183

Энергия Активная, Реактивная

ТН

Тип             ЗНОМ-35-65

КТ               35000/^3/100/^3

Класс точности   0,5

Рег. №            912-05

Заводской №     1509532, 1509513,1372951

Сч

Тип             СЭТ 4ТМ.03.01

Класс точности   0,5S/1,0

Рег. №           27524-04

Заводской №     0102071357

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

СТП 35 кВ Вв. 2

ТТ

Тип            ТОЛ-35

КТ              300/5

Класс точности   0,5 S

Рег. №           21256-03

Заводской №     1191, 1192, 1199

Энергия Активная, Реактивная

ТН

Тип             ЗНОМ-35-65

КТ               35000/^3/100/^3

Класс точности   0,5

Рег. №            912-05

Заводской №     1512876, 1512875, 1512871

Сч

Тип             СЭТ 4ТМ.03.01

Класс точности   0,5S/1,0

Рег. №           27524-04

Заводской №     0102070965

7

ВЛ-10 кВ

Ф-11

ТТ

Тип              ТОЛ-10-I

КТ               75/5

Класс точности   0,5

Рег. №            15128-07

Заводской №     8849,7133,16418

Энергия Активная, Реактивная

ТН

Тип            ЗНОЛП-10У2

КТ                 10000/\ 3/100/\3

Класс точности   0,5

Рег. №           23544-07

Заводской №     1000860,1000853,1000836

Сч

Тип             СЭТ 4ТМ.03.01

Класс точности   0,5S/1,0

Рег. №           27524-04

Заводской №     0102073090

8

ВЛ-10 кВ

Ф-17

ТТ

Тип              ТОЛ-10-I

КТ               75/5

Класс точности   0,5

Рег. №            15128-07

Заводской №     9065, 9066, 9067

Энергия Активная, Реактивная

ТН

Тип            ЗНОЛП-10У2

КТ                 10000/\ 3/100/\3

Класс точности   0,5

Рег. №           23544-07

Заводской №     4061,4045, 4060

Сч

Тип             СЭТ 4ТМ.03.01

Класс точности   0,5S/1,0

Рег. №           27524-04

Заводской №     0102072983

аблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения 5, %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

1100 %— I изм— I 120 %

1 - 8

ТТ-0,5; ТН-0,5;

Счетчик 0,5S)

1,0

-

±2,3

±1,8

±1,7

0,9

-

±2,7

±2,0

±1,8

0,8

-

±3,3

±2,2

±2,0

0,7

-

±3,9

±2,5

±2,2

0,5

-

±5,7

±3,4

±2,8

Номер ИИК

simp

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения 5, %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

I100 %— I изм— I 120 %

1 - 8

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Счетчик 1,0)

0,44

-

±7,6

±4,2

±3,2

0,6

-

±5,0

±2,9

±2,4

0,71

-

±4,2

±2,6

±2,2

0,87

-

±3,3

±2,2

±2,0

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

Примечания:

1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosc 1,0 нормируется от I2%.

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

4. Нормальные условия применения:

напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;

температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5. Рабочие условия применения:

напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;

сила тока от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom;

температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 40 °С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии, по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

для счетчика Тв < 7 суток;

для сервера Тв < 1 час;

для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа: клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

фактов параметрирования счетчика;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;

ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -за весь срок эксплуатации АИИС КУЭ.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол.

Трансформатор тока

ТПШЛ-10

11

Трансформатор тока

ТЛШ-10

1

Трансформатор тока

ТОЛ-35

6

Трансформатор тока

ТОЛ-10-1

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

4

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-10У2

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ 4ТМ.03.01

8

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

1

Методика поверки

МП-565/446-2008

1

Паспорт-формуляр

НТАС.422231.013.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП-565/446-2008 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оренбургские минералы». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в октябре 2008 г.

Основные средства поверки:

трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;

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

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

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

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

Сведения о методах измерений

приведены в аттестованном документе.

Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оренбургские минералы». Регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.34.2013.16410.

Нормативные документы

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

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

Развернуть полное описание