Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волгограднефтемаш" 2022. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волгограднефтемаш" 2022

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волгограднефтемаш» 2022 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации времени (УСВ) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), АРМ энергосбытовой организации, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где выполняется обработка, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется хранение полученных данных, оформление отчетных документов.

От сервера информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на АРМ энергосбытовой организации.

Передача информации от АРМ энергосбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта 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 установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов УСПД с УСВ осуществляется каждые 15 минут, корректировка часов УСПД производится при расхождении более ±2 с.

Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов сервера производится при расхождении более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении более ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 001, указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волгограднефтемаш» 2022.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕН

ГГР»

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 ПО

MD5

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

элек-

тро-

энер-

гии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

УСВ

Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Г раницы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±8) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ПС «Петровская», 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 10, КЛ-6 кВ, РП-1, яч. 19

тпол-ю

Кл.т. 0,5S 1000/5 Per. №47958-11 Фазы: А; С

ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5

бооол/з/юол/з

Рег. №46738-11 Фазы: А; В; С

A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11

RTU-325L Рег. № 37288-08

УССВ-2 Рег. № 54074-13

Сервер

ОАО

«Волго-

град-

нефте-

маш»

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,5

2

ПС «Петровская», 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 32, КЛ-6 кВ, РП-1, яч. 16

ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5S 1000/5 Per. №47958-11 Фазы: А; С

ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5

бооол/з/юол/з

Рег. №46738-11 Фазы: А; В; С

A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,5

3

ПС «Петровская», 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 36, КЛ-6 кВ, «Котельная», яч. 12

ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5S 600/5 Per. №47958-11 Фазы: А; С

ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5

бооол/з/юол/з

Рег. №46738-11 Фазы: А; В; С

A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ПС «Елыпанская»,

тпол-ю

ЗНОЛ.06-6

A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11

Актив

4

110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 7, KJI-6 кВ,

Кл.т. 0,5S 600/5

Кл.т. 0,5 6000/л/3/100/л/3

ная

1,3

з,з

РУ-6 кВ, «СФЦ», яч. 5

Per. №47958-11 Фазы: А; С

Рег. №46738-11 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

2,5

5,5

ПС «Елыпанская»,

ТПОЛ-Ю

ЗНОЛ.06-6

A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11

Актив

5

110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 9, KJI-6 кВ,

Кл.т. 0,5S 600/5

Кл.т. 0,5 6000/л/3/100/л/3

ная

1,3

з,з

РУ-6 кВ, «СФЦ», яч. 10

Per. №47958-11 Фазы: А; С

Рег. №46738-11 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

2,5

5,5

ПС «Ельцинская»,

ТПОЛ-Ю

ЗНОЛ-НТЗ-6

A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11

RTU-325L Рег. № 37288-08

Сервер

ОАО

«Волго-

град-

нефте-

маш»

Актив

6

110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 11, К Л-6 кВ, РУ-6 кВ, «ЦРП-1», яч. 21

Кл.т. 0,5S 600/5 Per. № 1261-08 Фазы: А; С

Кл.т. 0,5 6000/л/3/100/л/3 Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С

УССВ-2 Рег. № 54074-13

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,5

ПС «Ельцинская»,

ТПОЛ-Ю

ЗНОЛ-НТЗ-6

A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11

Актив

7

110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 13, КЛ-6 кВ,

Кл.т. 0,5S 600/5

Кл.т. 0,5

бооол/з/юол/з

ная

1,3

з,з

РУ-6 кВ, «ЦРП-1», яч. 2

Per. № 1261-08 Фазы: А; С

Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

2,5

5,5

ПС «Ельцинская»,

ТПОЛ-Ю

ЗНОЛ-НТЗ-6

A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11

Актив

8

110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 19, КЛ-6 кВ, РУ-6 кВ, «ЦРП-1», яч. 29

Кл.т. 0,5S 600/5 Per. № 1261-08 Фазы: А; С

Кл.т. 0,5

бооол/з/юол/з

Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

9

Склад метизов № 83 ЩУ-1 ф. ПАО «МТС»

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

RTU-325L Рег. № 37288-08

УССВ-2 Рег. № 54074-13

Сервер

ОАО

«Волго-

град-

нефте-

маш»

Актив

ная

Реак

тивная

0,6

1,5

3,4

10

Прессовый цех ТП-56, РУ-0,4 кВ, ф. ВРООВВС «ФРМ «Аквамарин»

Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,5S 200/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С

A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,4

11

Прессовый цех ТП-56, РУ-0,4 кВ, ф. ГСК «МРИЯ»

ТОП-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Per. №47959-11 Фазы: А; В; С

A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,4

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU), с

±5

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 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях для ИК № 9 указана для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % от 1ном; coscp = 0,8инд.

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 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

11

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

от 95 до 105

ток, % от !ном

для ИК № 9

от 5 до 120

для остальных ИК

от 1 до 120

коэффициент мощности СОБф

0,9

частота, Г ц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

ток, % от 1ном

для ИК № 9

от 5 до 120

для остальных ИК

от 1 до 120

коэффициент мощности СОБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и

УСПД, °С

от +15 до +25

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

24

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

74500

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140200

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

180

при отключении питания, лет, не менее

10

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

5

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

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

счетчиков электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока проходные

ТПОЛ-10

16

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

3

Трансформаторы тока опорные

ТОП-0,66

3

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛ.06

15

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-НТЗ-6

9

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа A1800

11

Устройства сбора и передачи данных

RTU-325L

1

У стройство синхронизации системного времени

УССВ-2

1

Сервер

Сервер

ОАО «Волгограднефтемаш»

1

Формуляр

ИЮНД.411711.056.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Волгограднефтемаш» 2022, аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312078.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе, автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волгограднефтемаш» 2022

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;

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

Правообладатель

Открытое акционерное общество «Волгограднефтемаш» (ОАО «Волгограднефтемаш») ИНН 3446003396

Адрес: 400011, Волгоградская обл., г. Волгоград, ул. Электролесовская, 45

Телефон: (8442) 41-02-20

Факс: (8442) 41-64-16

Web-сайт: vnm.ru

E-mail: office@vnm.ru

Развернуть полное описание