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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Мурманский Морской Торговый Порт"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Мурманский Морской Торговый Порт» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

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 (далее - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ-2), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) ПО «АльфаЦЕНТР».

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 верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.

Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка.

АРМ субъекта оптового рынка в автоматическом режиме по сети Internet с использованием электронной подписи (далее по тексту - ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС». Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-2, на основе приемника сигналов точного времени от навигационных космических аппаратов систем ГЛОНАСС/GPS. УССВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ-2 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.

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

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 ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. 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».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» 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.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

м

о

К

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Вид

Погреш-

Наименование ИК

УСПД

электро

Основная

ность в

ТТ

ТН

Счётчик

/

энергии

погреш

рабочих

УССВ

ность, %

условиях,

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 35 кВ №301, ЗРУ-6 кВ, 1 сек.ш.

ТПФМ-10 Кл.т. 0,5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5

A1805RL-P4GB-

DW-4

активная

±1,2

±4,1

6 кВ, яч.15, КЛ 6 кВ

Ктт 400/5 Рег. № 814-53

Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

реактивная

±2,8

±7,1

ПС 35 кВ №301,

ТПЛМ-10

НТМИ-6

A1805RL-P4GB-

активная

±1,2

±4,1

2

ЗРУ-6 кВ, 1 сек.ш.

Кл.т. 0,5

Кл. т. 0,5

DW-4

6 кВ, яч.19, КЛ 6 кВ

Ктт 400/5 Рег. № 2363-68

Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

реактивная

±2,8

±7,1

ПС 35 кВ №301,

ТОЛ 10

НАМИ-10

A1805RL-P4GB-

-

активная

±1,0

±4,1

3

ЗРУ-6 кВ, 2 сек.ш.

Кл.т. 0,5

Кл. т. 0,2

DW-4

/

6 кВ, яч.44, КЛ 6 кВ

Ктт 400/5 Рег. № 7069-79

Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

УССВ-2 Рег. №

реактивная

±2,5

±7,1

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 47958-11

ЗНОЛПМ-6

54074-13

ТП-8 6 кВ, РУ-6

Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,1

4

кВ, 1 сек.ш. 6 кВ,

Ктн

Кл. т. 0,2S/0,5

яч.2, КЛ 6 кВ

6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11

Рег. № 36697-17

реактивная

±2,6

±5,6

ТП-8 6 кВ, РУ-0,4

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 71031-18

СЭТ-4ТМ.03М.08

активная

±0,8

±3,0

5

кВ, 1 сек.ш. 0,4 кВ,

-

Кл. т. 0,2S/0,5

яч.2, КЛ 0,4 кВ

Рег. № 36697-17

реактивная

±2,2

±5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП-8 6 кВ, РУ-0,4

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 71031-18

СЭТ-4ТМ.03М.08

активная

±0,8

±3,0

6

кВ, 2 сек.ш. 0,4 кВ,

-

Кл. т. 0,2S/0,5

яч.10, КЛ 0,4 кВ

Рег. № 36697-17

реактивная

±2,2

±5,5

ТП-8 6 кВ, РУ-0,4

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 71031-18

СЭТ-4ТМ.03М.08

активная

±0,8

±3,0

7

кВ, 3 сек.ш. 0,4 кВ,

-

Кл. т. 0,2S/0,5

яч.16, КЛ 0,4 кВ

Рег. № 36697-17

реактивная

±2,2

±5,5

ТП-8 6 кВ, РУ-0,4

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 71031-18

СЭТ-4ТМ.03М.08

-

активная

±0,8

±3,0

8

кВ, 3 сек.ш. 0,4 кВ,

-

Кл. т. 0,2S/0,5

/

яч.17, КЛ 0,4 кВ

Рег. № 36697-17

УССВ-2 Рег. № 54074-13

реактивная

±2,2

±5,5

ТП-12 6 кВ, РУ-6

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 47958-11

ЗНОЛПМ-6 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,1

9

кВ, 1 сек.ш. 6 кВ,

Ктн

Кл. т. 0,2S/0,5

яч.1, КЛ 6 кВ

6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11

Рег. № 36697-17

реактивная

±2,6

±5,6

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 47958-16

ЗНОЛПМ-6

ТП-12 6 кВ, РУ-6

Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,1

10

кВ, 1 сек.ш. 6 кВ,

Ктн

Кл. т. 0,2S/0,5

яч.3, КЛ 6 кВ

6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11

Рег. № 36697-17

реактивная

±2,6

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, 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 cosj = 0,8 инд 1=0,02(0,05)1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 10 от минус 40 до плюс 60 °C.

4    Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УССВ на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

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

7    Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

8    Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

10

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от Uhom

от 98 до 101

- ток, % от Ihom

от 100 до 120

- частота, Г ц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от Uhom

от 90 до 110

- ток, % от Ihom

от 5 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 47,5 до 52,5

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, оС

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС

от +10 до +30

- температура окружающей среды в месте расположения УССВ оС

от -10 до +55

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ счетчика A1805RL-P4GB-DW-4 (Рег.№ 31857-06), ч, не менее

120000

- среднее время наработки на отказ счетчика СЭТ-4ТМ.03М (Рег.№ 36697-17), ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер:

2

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

114

направлениях, сут., не менее

- при отключении питания, лет, не менее

40

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;

-    журнал сервера БД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере БД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

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 систему АИИС КУЭ АО «Мурманский Морской Торговый Порт» 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

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформатор тока

ТПФМ-10

2

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

2

Трансформатор тока

ТОЛ 10

2

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М

6

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

12

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

1

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

1

Трансформатор напряжения

ЗНОЛПМ-6

6

Счетчик электроэнергии

СЭТ-4ТМ.03М

3

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Счетчик электроэнергии

СЭТ-4ТМ.03М.08

4

Счетчик электроэнергии

A1805RL-F4GB-DW-4

3

Устройство синхронизации времени

УССВ-2

1

Программное обеспечение

ПО «АльфаЦентр»

1

Методика поверки

МП СМО-1811-2020

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.693 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП СМО-1811-2020 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Мурманский Морской Торговый Порт». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 23.11.2020 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег.№ 36697-17) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации, Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г;

-    счетчиков A1805RL-P4GB-DW-4 (Рег.№ 31857-06) - по документу МП-2203-00422006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г;

-    устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (Рег.№ 54074-13) - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;

-    прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;

-    миллитесламетр ТПУ-01: рег. № 28134-12;

-    термогигрометр «Ива-6Н-КП-Д», Рег. № 46434-11;

-    термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 25749.

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 «Мурманский Морской Торговый Порт», аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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