Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Южно-Уральский никелевый комбинат" АИИС КУЭ ЮУНК

Основные
Тип
Год регистрации 2006
Дата протокола 09 от 29.06.06 п.30
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 24385
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Южно-Уральский никелевый комбинат» АИИС КУЭ ЮУНК предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, мощности и времени в ПАО «Комбинат Южуралникель».

Описание

АИИС КУЭ ЮУНК представляет собой двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией выполнения измерений.

АИИС КУЭ ЮУНК включают в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), автоматизированное рабочее место и программное обеспечение (ПО). Здесь же находятся технические средства системы обеспечения единого времени (СОЭВ) и источники бесперебойного питания для ИВК, СОЭВ и каналообразующей аппаратуры.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. В микропроцессоре счетчика по выборкам мгновенных значений напряжений и токов производится вычисление средних за период сети значений полной, активной и реактивной мощности. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициентов трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период сети активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

- средняя на инервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мошность.

Данные со счетчиков по цифровым интерфейсам при помощи каналообразующей аппаратуры и каналов связи поступают на сервер информационно-вычислительного комплекса (ИВК), где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. От сервера ИВК информация в виде xml-макетов формата 80020 передается в АРМ ООО «Мечел-Энерго» по каналу связи сети Internet.

Передача информации от уровня ИВК (сервера или АРМ ООО «Мечел-Энерго») в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется 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.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт*ч (кВар*ч) и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ ЮУНК оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), построенной на функционально объединенной совокупности программно-технических средств измерений и коррекции времени, и состоит из приемника меток времени ГЛОНАСС/GPS, устройства сервисного, сервера ИВК и счетчиков электрической энергии ИИК.

Приемник меток времени ГЛОНАСС/GPS принимает сигналы точного времени от навигационной системы ГЛОНАСС/GPS, преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ) («шесть точек»), которые поступают на устройство сервисное.

Устройство сервисное принимает СПВ от приемника меток времени ГЛОНАСС/GPS, и по началу шестого СПВ производит синхронизацию встроенного в устройство сервисное корректора времени. Корректор времени представляет собой таймер, ведущий часы, минуты, секунды, миллисекунды.

Сервер ИВК по интерфейсу RS-232C каждую секунду обращается к устройству сервисному, считывает с часов корректора показания и сравнивает их с показаниями часов сервера ИВК. При расхождении часов сервера и часов корректора более чем на 60 мс, сервер ИВК корректирует свои часы по часам корректора.

ИВК при помощи каналообразующей аппаратуры и каналов связи осуществляет коррекцию часов счетчиков. Сличение часов счетчиков с часами ИВК производится каждые 6 ч, корректировка часов счетчиков производится при расхождении с часами ИВК более чем на ±3 с.

Счетчики электрической энергии и ИВК фиксируют в своих журналах событий факт коррекции времени с указанием даты и времени коррекции.

Синхронизация часов в автоматическом режиме всех элементов ИИК и ИВК производится с помощью СОЕВ, соподчиненной координированной шкале времени UTC (SU) безотносительно к интервалу времени с погрешностью не более ±5 с.

СОЕВ формируется на всех уровнях АИИС КУЭ ЮУНК и выполняет законченную функцию синхронизации времени в ИИК и ИВК в автоматическом режиме.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ЮУНК используется ПО КТС «Энергия+». 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.

Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО приведены в таблицах 1-3.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Ядро: Энергия +»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Ядро: Энергия +

Номер версии (идентификационный номер ПО)

не ниже 6.5

Цифровой идентификатор ПО

4D0260DE227FB0513 5EE97FF6CC94C39

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Другие идентификационные данные

kernel6.exe

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Запись в БД: Энергия +»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Запись в БД: Энергия +

Номер версии (идентификационный номер ПО)

не ниже 6.5

Цифровой идентификатор ПО

F943380CFD432145A676D5778871323D

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Другие идентификационные данные

Writer.exe

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Сервер устройств: Энергия +»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Сервер устройств: Энергия +

Номер версии (идентификационный номер ПО)

не ниже 6.5

Цифровой идентификатор ПО

AE85ED691A4D7C03C8193C8B0D9629D3

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Другие идентификационные данные

IcServ.exe

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 4, 5, 6.

Таблица 4 - Состав ИК

Номер и наименование ИК

1 уровень - ИИК

2 уровень - ИВК

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде

Фаза

Обозначение, тип

1

2

3

4

5

6

1

ГПП-2 110 кВ ЮУНК, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ ОТЭЦ1 - Никель №1

II

КТ=0,5 Ктт=400/5 № 24811-03

A

ТФЗМ-110Б

Cервер ИВК, технические средства организации каналов связи в соответствии с Паспортом-Формуляром

B

ТФЗМ-110Б

C

ТФЗМ-110Б

ТН

КТ=0,5

Ктн=110000/100 № 24218-03

A

НАМИ-110

B

НАМИ-110

C

НАМИ-110

Счетчик

KT=O,2S/O,5 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

2

ГПП-2 110 кВ ЮУНК, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ ОТЭЦ1 - Никель №2

II

КТ=0,5 Ктт=400/5 № 24811-03

A

ТФЗМ-110Б

B

ТФЗМ-110Б

C

ТФЗМ-110Б

ТН

КТ=0,5

Ктн=110000/100 № 24218-03

A

НАМИ-110

B

НАМИ-110

C

НАМИ-110

Счетчик

KT=0,2S/0,5 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

Продолжение таблицы 4

1

2

3

4

5

6

3

ГПП-1 35 кВ ЮУНК, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ ОТЭЦ1 - Никель №3

н н

КТ=0,5 Ктт=1000/5 № 19720-00

A

ТВ-35-П-ХЛ2

Cервер ИВК, технические средства организации каналов связи в соответствии с Паспортом-Формуляром

B

-

C

ТВ-35-П-ХЛ2

К н

КТ=0,5 Ктн=35000/100 № 19813-09

A

B

C

НАМИ-35

Счетчик

KT=0,2S/0,5 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

4

ГПП-1 35 кВ ЮУНК, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ ОТЭЦ1 - Никель №4

н н

КТ=0,5 Ктт=1000/5 № 19720-00

A

ТВ-35-П-ХЛ2

B

-

C

ТВ-35-П-ХЛ2

К н

КТ=0,5 Ктн=35000/100 № 912-70

A

ЗНОМ-35

B

ЗНОМ-35

C

ЗНОМ-35

Счетчик

KT=0,2S/0,5 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

5

ГПП-2 110 кВ ЮУНК, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ ЮУНК- Синтез спирт №1

н н

КТ=0,5 Ктт=600/5 № 19720-00

A

ТВ-35-Ш

В

ТВ-35-Ш

C

ТВ-35-Ш

К н

КТ=0,5 Ктн=35000/100 № 19813-09

A

B

C

НАМИ-35

Счетчик

KT=0,2S/0,5 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

6

ГПП-2 110 кВ ЮУНК, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ ЮУНК - Синтез спирт №2

н н

КТ=0,5 Ктт=600/5 № 19720-00

A

ТВ-35-Ш

B

ТВ-35-Ш

C

ТВ-35-Ш

К н

КТ=0,5 Ктн=35000/100 № 19813-09

A

B

C

НАМИ-35

Счетчик

KT=0,2S/0,5 № 36697-08

СЭТ-4ТМ.03М

7

ГПП-2 110 кВ ЮУНК, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ ЮУНК - Кумакский водозабор №1

н н

КТ=0,5 Ктт=100/5 № 3690-73

A

ТФН-35

B

-

C

ТФН-35

К н

КТ=0,5 Ктн=35000/100 № 19813-09

A

B

C

НАМИ-35

Счетчик

KT=0,2S/0,5 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

Продолжение таблицы 4

1

2

3

4

5

6

8

ГПП-2 110 кВ ЮУНК, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ ЮУНК - Кумакский водозабор №2

II

КТ=0,5 Ктт=300/5 № 3690-73

A

ТФН-35

Cервер ИВК, технические средства организации каналов связи в соответствии с Паспортом-Формуляром

B

-

C

ТФН-35

ТН

КТ=0,5 Ктн=35000/100 № 19813-09

A

B

C

НАМИ-35

Счетчик

KT=0,2S/0,5 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

9

ГПП-1 35 кВ ЮУНК, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35кВ ОТЭЦ1 - ОВЗ №1

II

КТ=0,5 Ктт=1000/5 № 19720-00

A

ТВ-35-11-ХЛ2

B

-

C

ТВ-35-11-ХЛ2

ТН

КТ=0,5 Ктн=35000/100 № 19813-09

A

B

C

НАМИ-35

Счетчик

KT=0,2S/0,5 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

10

ГПП-1 35 кВ ЮУНК, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35кВ ОТЭЦ1 - ОВЗ №2

II

КТ=0,5 Ктт=1000/5 № 19720-00

A

ТВ-35-11-ХЛ2

B

-

C

ТВ-35-11-ХЛ2

ТН

КТ=0,5 Ктн=35000/100 № 912-70

A

ЗНОМ-35

B

ЗНОМ-35

C

ЗНОМ-35

Счетчик

KT=0,2S/0,5 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

11

ГПП-1 35 кВ ЮУНК, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. №5 пос. Никель

II

КТ=0,5 Ктт=600/5 № 1261-02

A

ТПОЛ -10

B

-

C

ТПОЛ -10

ТН

КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 831-53

A

B

C

НТМИ-6

Счетчик

KT=0,2S/0,5 № 36697-08

СЭТ-4ТМ.03М

Таблица 5 - Основные метрологические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения количества активной электрической энергии для ИК (№№ 1 - 11), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,2S при емкостной нагрузке:

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,05•Iном

±(1,9 - 3,0) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,2•Iном

±(1,1 - 1,7) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,0•Iном

±(0,9 - 1,3) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,2•Iном

±(0,9 - 1,3) %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения количества активной электрической энергии для ИК (№№ 1 - 11), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,2S при индуктивной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,05•Iном

±(1,9 - 5,6) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,2•Iном

±(1,1 - 3,1) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,0•Iном

±(0,9 - 2,3) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,2•Iном

±(0,9 - 2,3) %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 1 - 11), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5 при емкостной нагрузке (8Шф=0,6): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном

±4,6 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном

±2,5 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном

±1,9 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном

±1,9 %

Продолжение Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 1 -11), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5 при индуктивной нагрузке (8Шф=0,866): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном

±2,7 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном

±1,6 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном

±1,3 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном

±1,3 %

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений количества

±0,1 % при

активной электрической энергии для всех ИК, вызванной изменением

cosф=1;

температуры окружающей среды от нормальной в пределах рабочего

±0,2 % при

диапазона на каждые 10 °С

cosф=0,5 инд.

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений количества

±0,1 % при

активной электрической энергии для всех ИК, вызванной изменением

C0Sф=1

первичного напряжения в пределах ±10 %

±0,2 % при cosф=0,5 инд.

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерения количества активной электрической энергии для всех ИК, вызванной, внешним магнитным полем индукции 0,5 мТл

±0,5 %

Пределы допускаемой абсолютной суточной погрешности измерений текущего времени и интервалов времени

±5 с

Таблица 6 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

11

Нормальные условия эксплуатации:

- температура окружающего воздуха, °С

- относительная влажность воздуха, %

- атмосферное давление, кПа

- напряжение питающей сети переменного тока, В

- частота питающей сети переменного тока, Гц

от +21 до +25 от 30 до 80 от 84 до 106 от 217,8 до 222,2 от 49,85 до 50,15

ПроРабочие условия эксплуатации:

- температура окружающей среды, °С для:

а) измерительных трансформаторов

б) счетчиков электрической энергии для:

в) ИВК

- напряжение питающей сети переменного тока, В

- частота питающей сети переменного тока, Гц

- индукция внешнего магнитного поля (для счетчиков), мТл

от -40 до +40 от +10 до +35 от +15 до +35 от 198 до 242 от 49,5 до 50,5 от 0 до 0,5

Средний срок службы, лет

10

Среднее время наработки на отказ, ч

35 000

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ЮУНК.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.

Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, штук

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б

6

Трансформатор тока

ТВ-35-П-ХЛ2

8

Трансформатор тока

ТВ-35-Ш

6

Трансформатор тока

ТФН-35

4

Трансформатор тока

ТПОЛ -10

2

Трансформатор напряжения

НАМИ-110

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-35

3

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03

9

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

2

Приемник меток времени ГЛОНАСС/GPS

НЕКМ.426479.011

1

Устройство сервисное

НЕКМ.426479.010

2

Сервер

НЕКМ.426489.015

2

ПО

КТС «Энергия+»

1

Руководство пользователя

НЕКМ.421451.102 И3

1

Формуляр-паспорт

НЕКМ.421451.102 ФО

1

Методика поверки

МП 449-2019

1

Поверка

осуществляется по документу МП 449-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Южно-Уральский никелевый комбинат» АИИС КУЭ ЮУНК. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 12 апреля 2019 г.

Основные средства поверки:

- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер 33750-07 в Федеральном информационном фонде);

- радиочасы РЧ-011/2  (регистрационный номер 35682-07 в Федеральном

информационном фонде);

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2003 и/или ГОСТ 8.216-2011;

- Счетчики СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1. Методика поверки, являющейся приложением к Руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.

- Счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1. Методика поверки, являющейся приложением к Руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2004 г.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Количество электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ЮУНК», регистрационный номер ФР.1.34.2006.02562 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

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

Развернуть полное описание