Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ревдинский кирпичный завод"

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 03д от 29.07.10 п.204
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 40366
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ЗАО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ревдинский кирпичный завод» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Ревдинский кирпичный завод», сбора, хранения и обработки полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ    представляет    собой    многофункциональную    двухуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер АИИС КУЭ с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:

активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;

средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.

Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР» автоматически с заданной периодичностью или по запросу опрашивает счетчики электрической энергии и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.

Считывание сервером АИИС КУЭ данных из счетчиков электрической энергии осуществляется посредством оптической связи, а также сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется через измерительно-вычислительный комплекс учета электроэнергии ЗАО «Энергопромышленная компания» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 52065-12 (далее - рег.№)). Передача информации в ИВК

ЗАО «Энергопромышленная компания» осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. В качестве источника точного времени в системе используется комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (рег.№ 49933-12), который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) и обеспечивает предоставление информации о текущем времени в протоколе NTP.

Сличение показаний времени часов сервера с источником точного времени осуществляется каждый час, коррекция часов сервера производится автоматически при отклонении времени на величину более ±0,6 с. Сравнение показаний часов счетчика с сервером осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более 3 с. Передача информации от счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют не более 1 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». 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 -«средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ ОАО «Ревдинский кирпичный завод»

Номер ИК

Наименование объекта

Состав ИК

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

Границы интервала основной погрешности, (±6), %,

Границы интервала погрешности, в рабочих условиях (±6),%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110 кВ Ноябрьская, РУ-10 кВ, яч. № 5

тип

ТЛМ-10

тип

НТМИ-10-66

тип

A1805RL-P4GB-

DW-3

Сервер АИИС КУЭ

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,3

Коэф.тр

50/5

Коэф.тр

10000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1,0

Рег. №

2473-69

Рег. №

831-69

Рег. №

31857-06

2

ПС 110 кВ Ноябрьская, РУ-10 кВ, яч. № 6

тип

ТОЛ-10-I

тип

НТМИ-10-66

тип

A1805RL-P4GB-DW-3

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,3

Коэф.тр

50/5

Коэф.тр

10000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1,0

Рег. №

15128-07

Рег. №

831-69

Рег. №

31857-06

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110 кВ

Ноябрьская,

РУ-10 кВ,

тип

ТОЛ-10-I

тип

НТМИ-10-66

тип

A1805RL-P4GB-

Коэф.тр

100/5

Коэф.тр

10000/100

DW-3

Активная

0,9

2,3

3

Кл.т.

0,2S

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1,0

яч.

Рег. №

15128-07

Рег. №

831-69

Рег. №

31857-06

Реактивная

2,0

5,5

ПС 110

Ноябрьска

РУ-10 кВ,

b L ЧГ

тип

ТЛМ-10

тип

НТМИ-10-66

тип

A1805RL-P4GB-

Активная

1,1

3,3

4

га

Коэф.тр

100/5

Коэф.тр

10000/100

DW-3

0

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1,0

Реактивная

2,7

5,3

Рег. №

2473-69

Рег. №

831-69

Рег. №

31857-06

ПС 110 кВ

Ноябрьская,

РУ-10 кВ,

№ 14

тип

ТЛМ-10

тип

НТМИ-10-66

тип

A1805RL-P4GB-

Сервер АИИС КУЭ

Активная

1,1

3,3

5

Коэф.тр

100/5

Коэф.тр

10000/100

DW-3

яч.

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1,0

Реактивная

2,7

5,3

Рег. №

2473-69

Рег. №

831-69

Рег. №

31857-06

ПС 110 кВ

Ноябрьская,

РУ-10 кВ,

яч. № 15

тип

ТОЛ-10-I

тип

НТМИ-10-66

тип

A1805RL-P4GB-

Активная

1,1

3,4

6

Коэф.тр

150/5

Коэф.тр

10000/100

DW-3

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1,0

Реактивная

2,7

6,7

Рег. №

47959-11

Рег. №

831-69

Рег. №

31857-06

ПС 110 кВ

Ноябрьская,

РУ-10 кВ,

яч. № 16

тип

ТЛМ-10

тип

НТМИ-10-66

тип

A1805RL-P4GB-

Активная

1,1

3,3

7

Коэф.тр

150/5

Коэф.тр

10000/100

DW-3

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1,0

Реактивная

2,7

5,3

Рег. №

2473-69

Рег. №

831-69

Рег. №

31857-06

ПС 110 кВ

Ноябрьская,

яч.

тип

ТЛМ-10

тип

НТМИ-10-66

тип

A1805RL-P4GB-

8

о 1—н

и'*1 сц

г--Ч

Коэф.тр

150/5

Коэф.тр

10000/100

DW-3

Активная

1,1

3,3

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1,0

Реактивная

2,7

5,3

Рег. №

2473-69

Рег. №

831-69

Рег. №

31857-06

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

9

ПС 110 кВ Ноябрьская, РУ-10 кВ, яч. № 18

тип

ТОЛ-10-I

тип

НТМИ-10-66

тип

A1805RL-P4GB-

DW-3

Сервер АИИС КУЭ

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,4

6,7

Коэф.тр

150/5

Коэф.тр

10000/100

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1,0

Рег. №

47959-11

Рег. №

831-69

Рег. №

31857-06

10

ПС 110 кВ Ноябрьская, РУ-10 кВ, яч. № 20

тип

ТОЛ-10-I

тип

НТМИ-10-66

тип

A1805RL-P4GB-DW-3

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,4

6,7

Коэф.тр

150/5

Коэф.тр

10000/100

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1,0

Рег. №

47959-11

Рег. №

831-69

Рег. №

31857-06

11

ПС 10 кВ Кирзавод, РУ-10 кВ, яч. № 5

тип

ТПЛ-10

тип

НАМИ-10-95

тип

A1805RL-P4GB-DW-3

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,2

5,1

Коэф.тр

50/5

Коэф.тр

10000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1,0

Рег. №

1276-59

Рег. №

20186-00

Рег. №

31857-06

12

ТП-4 Котельная 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 ШР, ф. ул. Бутовая

тип

Т-0,66

тип

-

тип

A1805RL-P4GB-

DW-4

Активная

Реактивная

1,0

2,3

3,2

6,2

Коэф.тр

300/5

Коэф.тр

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

Кл.т.

0,5S/1,0

Рег. №

52667-13

Рег. №

Рег. №

31857-06

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с_________________________________________________________________________________

Примечания:

1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.

3 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик.

4 Допускается замена источника точного времени на аналогичные утвержденных типов.

5 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

6 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений.

7 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.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

12

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- сила тока, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности, cos9

0,9

температура окружающей среды °C:

- для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005

от +21 до +25

- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- сила тока, % от 1ном:

- для ИК № 3, 6, 9-10, 12

от 2 до 120

- для ИК № 1, 2, 4, 5, 7-8, 11

от 5 до 120

- коэффициент мощности, cos9

0,8 емк

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН

от -40 до +70

- для счетчиков ИК № 1-10

от 0 до +30

ИК № 11-12

от +10 до +30

- для сервера

от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

80 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

1

Глубина хранения информации электросчетчики

- тридцатиминутный профиль нагрузки каждого массива, сутки, не менее

113,7

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий счетчика фиксируются факты:

журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счётчике;

- пропадание напряжения пофазно;

Защищённость применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счётчика электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера.

наличие защиты информации на программном уровне при хранении, передаче, параметрировании:

- пароль на счётчике электрической энергии;

- пароль на сервере АРМ.

Возможность коррекции времени в:

- счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- АРМ (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений;

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом

цифровой печати.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Измерительный трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

2

Измерительный трансформатор напряжения

НАМИ-10-95

1

Измерительный трансформатор тока

ТЛМ-10

10

Измерительный трансформатор тока

ТОЛ-10-I

10

Измерительный трансформатор тока

ТПЛ-10

2

Измерительный трансформатор тока

Т-0,66

3

Счетчик активной и реактивной электрической энергии

A1805RL-P4GB-DW-3

11

Счетчик активной и реактивной электрической энергии

A1805RL-P4GB-DW-4

1

Сервер АИИС КУЭ

-

1

Комплекс измерительно-вычислительный

СТВ-01

1

Программное обеспечение

АльфаЦЕНТР

1

Формуляр

ЭПК117/04-1.ФО.01

1

Методика поверки

МП 44828-10 с изменением № 1

1

Поверка

осуществляется по документу МП 44828-10 с изменением №1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ревдинский кирпичный завод». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «29» июня 2020 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчики Альфа А1800 - по документу: МП-2203-042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2009 г.;

- СТВ-01 - по документу МП 49933-12 «Комплексы измерительно-вычислительные СТВ-01. Методика поверки», утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16.12.2011 г.

- блок коррекции времени ЭНКС-2, рег. № 37328-15.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ревдинский кирпичный завод», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.02.2016 г.

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

Развернуть полное описание