Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГОК "Денисовский". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГОК "Денисовский"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГОК «Денисовский» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ-3), каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Альф а.Т ЦЕНТР».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются 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 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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВК в сервер БД. Передача осуществляется по интерфейсам RS-485 или RS-422 с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредством сотовой GSM связи (CSD/GPRS соединение) (счетчик

- каналообразующая аппаратура - сервер БД). В сервере БД при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Сервер БД автоматически непрерывно, но не реже одного раза в три часа, и/или по запросу проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков.

На сервере БД информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы. Сформированные архивные файлы сохраняются на «жестком» диске.

Информация с сервера БД может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия и/или по сотовой GSM связи (CSD/GPRS соединение).

С сервера БД уровня ИВК настоящей системы информация в виде файлов XML-формата, сформированных в соответствии с регламентами ОРЭМ, передается на АРМ энергосбытовой организации по каналу связи сети Internet.

Передача информации от АРМ энергосбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам осуществляется через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде файлов XML-формата, сформированных в соответствии с регламентами ОРЭМ с использованием электронной подписи (ЭП субъекта рынка).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровени ИИК и ИВК. Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC.

Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит УСВ-3, подключенный к серверу БД. УСВ-3 непрерывно принимает метки времени шкалы точного времени иТС от спутниковых систем навигации ГЛОНАСС/GPS и, посредством интерфейса RS-232, передает их в сервер БД. Сличение шкалы времени сервера БД и меток времени УСВ-3 происходит с цикличностью один раз в 15 минут. Коррекция шкалы времени сервера БД осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени UTC более чем на ±1 с.

Сличение шкалы времени счетчиков и шкалы времени сервера БД производится каждый сеанс связи сервера БД со счетчиками. Коррекция шкалы времени счетчиков осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени сервера БД более чем на ±1 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

«Альф а! ЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

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

Технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

м

о

К

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСВ

Сервер

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ПС 110/6 кВ №52 «Денисовская», ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.2

ТЛК Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 9143-83

НАМИТ-6 У2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 5119812

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

УСВ-3 Рег. № 64242-16

HP ProLiant DL180 Gen9

активная

реактивная

±1,0

±2,7

±2,9

±4,7

2

ПС 110/6 кВ №52 «Денисовская», ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.10

ТЛК Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 9143-83

НАМИТ-6 У2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 5119812

Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

УСВ-3 Рег. № 64242-16

HP ProLiant DL180 Gen9

активная

реактивная

±1,1

±2,8

±3,2

±5,6

3

ПС 110/6 кВ №52 «Денисовская», ВРУ-0,4 Шкаф №10

-

-

A1820RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

УСВ-3 Рег. № 64242-16

HP ProLiant DL180 Gen9

активная

реактивная

0,6

±1,0

±1,5

±3,6

4

ПС 110/6 кВ №53 «Дежневская», ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.15

Т0Л-10-1

Кл. т. 0,5 1500/5 Рег. № 15128-07

НАМИТ-10-1 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 1668702

Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

УСВ-3 Рег. № 64242-16

HP ProLiant DL180 Gen9

активная

реактивная

±1,1

±2,8

±3,2

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

5

ПС 110/6 кВ №53 «Дежневская», ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч.30

ТЛК Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 9143-83

НАМИТ-6 У2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 51198-12

Меркурий 234 ARTМ-00 PB.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

УСВ-3 Рег. № 64242-16

HP ProLiant DL180 Gen9

активная

реактивная

±1,1

±2,8

±3,2

±5,6

6

ПС 110/6 кВ №53 «Дежневская», ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.39

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5 1500/5 Рег. № 15128-07

НАМИТ-10-1 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02

Меркурий 234 ARTМ-00 PB.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

УСВ-3 Рег. № 64242-16

HP ProLiant DL180 Gen9

активная

реактивная

±1,1

±2,8

±3,2

±5,6

7

ПС 110/6 кВ №53 «Дежневская», ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч.6

ТОЛ Кл. т. 0,5 800/5 Рег. № 47959-16

НАМИТ-10-1 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02

Меркурий 234 ARTМ-00 PB.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

УСВ-3 Рег. № 64242-16

HP ProLiant DL180 Gen9

активная

реактивная

±1,1

±2,8

±3,2

±5,6

8

Ввод отпайки КЛ-6 кВ ЯКНО-6У 6 кВ

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 15128-07

ЗНОЛПМ-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Рег. № 35505-07

Меркурий 234 АЯТМ2-00 PB.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

УСВ-3 Рег. № 64242-16

HP ProLiant DL180 Gen9

активная

реактивная

±1,1

±2,8

±3,2

±5,6

Пределы допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ, с

±5

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, 1=0,051ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 8 от плюс 5 до плюс 35 °C.

4.    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 таблице метрологических характеристик.

5.    Допускается замена УСВ-3 на аналогичное утвержденного типа.

6.    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.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3. Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК_

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

8

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 5 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С:

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения сервера,

оС

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч:

для электросчетчика Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R

220000

для электросчетчика Меркурий 234 ARTM-00 PB.R

220000

для электросчетчика Меркурий 234 ARTM2-00 PB.G

220000

для электросчетчика A1820RAL-P4GB-DW-4

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

45

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;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    электросчетчика;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    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 на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Количество, шт.

1

2

3

Трансформатор тока

ТЛК

7

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

8

Трансформатор тока

ТОЛ

3

Трансформатор напряжения

НАМИТ-6 У2

3

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-1 УХЛ2

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛПМ-6

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 234 А^ТМ2-00 PB.R

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 234 АВ.ТМ-00 PB.R

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1820RAL-P4GB-DW-4

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 234 АЯТМ2-00 PB.G

1

У стройство синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер

HP ProLiant DL180 Gen9

1

Программное обеспечение

«АльфаЦентр»

1

1

2

3

Методика поверки

МП 206.1-050-2019

1

Паспорт-формуляр

12852430. АЭР.018.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-050-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГОК «Денисовский». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2019 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСП. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3.. .35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

-    по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

-    счетчиков электрической энергии Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R, Меркурий 234 ARTM-00 PB.R, Меркурий 234 ARTM2-00 PB.G - в соответствии с методикой поверки АВЛГ.411152.033 РЭ1, являющейся приложением Г к руководству по эксплуатации «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01 сентября 2011 г.;

-    счетчиков электрической энергии A1820RAL-P4GB-DW-4 - по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 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 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) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГОК «Денисовский», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Всего листов 8

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГОК «Денисовский»

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