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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Алтайвагон"

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтайвагон» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.

Описание

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

АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

-    выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;

-    периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;

-    обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;

-    разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

-    подготовка данных в ХМЬ формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;

-    предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:

-    первый уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

-    второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки

(ИВКЭ);

-    третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.

ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.

Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. Измерение мгновенных значений аналоговых сигналов осуществляется цифровым сигнальным процессором счетчика методом аналого-цифрового преобразования с разрядностью АЦП - 21 разряд. Дискретность выборок - 4000 в секунду. По мгновенным значениям вычисляются

Лист № 2 Всего листов 10

среднеквадратические значения тока и напряжения, активная и затем полная и реактивная мощность.

Вычисленные значения активной и реактивной мощности двух направлений преобразуются счетчиком в последовательности импульсов, частота следования импульсов в которых пропорциональна электрической мощности соответствующего вида и направления. Импульсы накапливаются в регистрах счетчика на интервале 30 минут, по окончании которого число импульсов сохраняется в энергонезависимой памяти с привязкой к времени в шкале UTC(SU).

В ИВКЭ используется УСПД RTU-325 (Г.р. № 37288-08) модификации RTU325-Е-512-М3-В4^-12-0. УСПД осуществляет сбор хранящихся в долговременной памяти счетчиков результатов измерений, выраженных в числе внутренних импульсов, преобразование результатов измерений в именованные величины, хранение результатов измерений и их передачу в ИВК. Со счетчиков в УСПД, кроме результатов измерений, передается также служебная информация (журналы с записями об изменении настроек счетчиков, внештатных ситуации и пр.).

В качестве ИВК АИИС используется комплекс измерительно-вычислительный «АльфаЦЕНТР», состоящий из сервера баз данных, автоматизированных рабочих мест и связующих компонентов. ИВК обеспечивает сбор результатов измерений с УСПД, перемножение результатов измерений на коэффициенты трансформации, хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных и передачу результатов измерений во внешние системы (ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС», смежным субъектам ОРЭМ и др.), в том числе с использованием электронной подписи субъекта оптового рынка, осуществляющего покупку и продажу электроэнергии и мощности на ОРЭМ в интересах ОАО «Алтайвагон».

Измерение времени в шкале времени UTC(SU) в АИИС КУЭ осуществляется с использованием устройства синхронизации системного времени УССВ-35HVS, которое получает шкалу времени путем обработки сигналов навигационных систем GPS. УССВ-35HVS обеспечивает выполнение синхронизации часов сервера баз данных.

Синхронизация времени УСПД с временем сервера БД, а также времени счетчиков с УСПД осуществляется автоматически один раз в сутки. Часы счетчиков синхронизируются при наличии расхождения превышающего ± 1 с.

Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:

-    между счетчиками и УСПД канал связи построен с использованием шины последовательного интерфейса;

-    между УСПД и сервером баз данных связь осуществляется с использованием технологии GPRS посредством модема Siemens MC-35it;

-    между сервером баз данных и автоматизированным рабочим местом связь обеспечивается по сети передачи данных Ethernet по протоколу TCP/IP.

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень ИК и измерительных компонентов, входящих в состав ИИК ТИ, приведен в таблице 1.

В АИИС КУЭ допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.

1 к

№Т

Наименование

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ

Тип

1

ГПП АВЗ 35/6

ТТ

КТ 0,5S;

А

ТПШЛ-10

кВ, ЗРУ 6 кВ,

Г.р.№ 1423-60;

В

-

фидер 2 Ввод-1

Ктт=2000/5

С

ТПШЛ-10

(ЧА-318)

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 2611-

А

НТМИ-6-66

70; Ктн=6000/100

В

С

Счетчик

КТ 0,5S/1,

Г.р. № 31857-11, Ксч=1

Альф

за А1800

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=24000

RTU-325

ИВК

Г.р. №44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

2

ГПП АВЗ 35/6

ТТ

КТ 0,5S;

А

ТПШЛ-10

кВ, ЗРУ 6 кВ,

Г.р.№ 1423-60;

В

-

фидер 13 Ввод-2 (ЧА-317)

Ктт=2000/5

С

ТПШЛ-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 2611-

А

НТМИ-6-66

70; Ктн=6000/100

В

С

Счетчик

КТ 0,5S/1,

Г.р. № 31857-11, Ксч=1

Альф

за А1800

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=24000

RTU-325

ИВК

Г.р. №44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

3

Опора №3 ВЛ 35

ТТ

КТ 0,5S;

А

ТОЛ

кВ

Г.р. № 47959-11;

В

ТОЛ

ЧА-318, ПКУ 35

Ктт=300/5

С

ТОЛ

Кв

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 19813-

А

НАМИ-35 УХЛ1

09; Ктн=35000/100

В

С

Счетчик

КТ 0,5S/1,

Г.р. № 31857-11, Ксч=1

Альф

за А180

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=21000

RTU-325

ИВК

Г.р. №44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

^ s

№Т

Наименование

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ

Тип

4

Опора №3 ВЛ 35 кВ ЧА-317, ПКУ 35 кВ

ТТ

КТ 0,5S;

Г.р. № 47959-11; Ктт=300/5

А

ТОЛ

В

ТОЛ

С

ТОЛ

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 1981309; Ктн=35000/100

А

НАМИ-35 УХЛ1

В

С

Счетчик

КТ 0,5S/1,

Г.р. № 31857-11, Ксч=1

Альф

за А1800

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=21000

RTU-325

ИВК

Г.р. №44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

5

ГПП АВЗ 35/6 кВ, ЗРУ 6 кВ, фидер 4 ТСН-1

ТТ

КТ 0,5;

Г.р. № 51516-12; Ктт=50/5

А

Т-0,66

В

Т-0,66

С

Т-0,66

Счетчик

КТ 0,5S/1,

Г.р. № 31857-11, Ксч=1

Альф

за А1800

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=10

RTU-325

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

6

ГПП АВЗ 35/6 кВ, ЗРУ 6 кВ, фидер 11 ТСН-2

ТТ

КТ 0,5;

Г.р. № 28139-12; Ктт=50/5

А

ТТИ

В

ТТИ

С

ТТИ

Счетчик

КТ 0,5S/1,

Г.р. № 31857-11, Ксч=1

Альф

за А1800

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=10

RTU-325

ИВК

Г.р. №44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

7

ГПП АВЗ 35/6 кВ, ЗРУ 6 кВ, фидер 25 Город-1

ТТ

КТ 0,5S;

Г.р. № 47958-11; Ктт=200/5

А

ТПОЛ

В

-

С

ТПОЛ

ТН

КТ 0,5;

Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100

А

НТМИ-6-66

В

С

Счетчик

КТ 0,5S/1,

Г.р. № 31857-11, Ксч=1

Альф

за А1800

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=2400

RTU-325

ИВК

Г.р. №44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

^ s

№Т

Наименование

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ

Тип

8

ГПП АВЗ 35/6 кВ, ЗРУ 6 кВ, фидер 12 Город-2

ТТ

КТ 0,5S;

Г.р. № 47958-11; Ктт=200/5

А

ТПОЛ

В

-

С

ТПОЛ

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 261170; Ктн=6000/100

А

НТМИ-6-66

В

С

Счетчик

КТ 0,5S/1,

Г.р. № 31857-11, Ксч=1

Альф

за А1800

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=2400

RTU-325

ИВК

Г.р. №44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

9

ГПП АВЗ 35/6 кВ, ЗРУ 6 кВ, фидер 3 Г ород-3

ТТ

КТ 0,5S;

Г.р. № 47958-11; Ктт=400/5

А

ТПОЛ

В

-

С

ТПОЛ

ТН

КТ 0,5;

Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100

А

НТМИ-6-66

В

С

Счетчик

КТ 0,5S/1,

Г.р. № 31857-11, Ксч=1

Альф

за А1800

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=4800

RTU-325

ИВК

Г.р. №44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

10

ГПП АВЗ 35/6 кВ, ЗРУ 6 кВ, фидер 10 Город-4

ТТ

КТ 0,5S;

Г.р. № 47958-11; Ктт=400/5

А

ТПОЛ

В

-

С

ТПОЛ

ТН

КТ 0,5;

Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100

А

НТМИ-6-66

В

С

Счетчик

КТ 0,5S/1,

Г.р. № 31857-11, Ксч=1

Альф

за А1800

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=4800

RTU-325

ИВК

Г.р. №44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

^ к

№Т

Наименование

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ

Тип

11

ГПП АВЗ 35/6 кВ, ЗРУ 6 кВ, фидер 16 Аврора

ТТ

КТ 0,5;

Г.р. № 47958-11; Ктт=50/5

А

ТПЛ

В

-

С

ТПЛ

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 261170; Ктн=6000/100

А

НТМИ-6-66

В

С

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 31857-11, Ксч=1

Альф

за А1800

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=600

RTU-325

ИВК

Г.р. №44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

Программное обеспечение

АИИС КУЭ работает под управлением программного обеспечения «АльфаЦЕНТР», установленного на сервере баз данных ИВК.

Программное обеспечение выполняет функции информационного обмена с УСПД, в том числе сбора данных, передачи команд синхронизации часов, передачи результатов измерений в систему управления базами данных Oracle, представления результатов измерений, предотвращения несанкционированного доступа к результатам измерений и их изменения.

Программное обеспечение состоит из коммуникационного сервера, модуля доступа к базам данных, расчетного сервера, модуля шифрования данных.

Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения

Идентификационно е наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификацион ный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

alphamess.dll

-

b8c331abb5e34444170

eee9317d635cd

MD5

ameta.exe

3.13.0.0

b9a2e9a96c9c0b5cdf0

469d83ea1667c

MD5

ametc.exe

3.13.0.0

12ae6e67926c20bf8b7

b184443b24970

MD5

amra.exe

3.16.2.0

5b0009aa01b467c0755

39bdfcf6be0b9

MD5

amrc.exe

3.16.2.0

e3174625eebabdde947

6e29492c5150e

MD5

amrserver.exe

3.16.2.0

1073963b5c9535f4be2b01

51d10013ed

MD5

cdbora2.dll

3.9.0.0

5f7bed5660c061fc898523

478273176c

MD5

Идентификационно е наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификацион ный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

encryptdll.dll

2.0.0.0

0939ce05295fbcbbba400e

eae8d0572c

MD5

Программное обеспечение имеет защиту от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствующую уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Количество измерительных каналов (ИК)...............................................................................11.

Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 и при измерении активной электрической энергии (5Wc,A), границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной (5WA) и реактивной (5WP) электрической энергии в

рабочих условиях применения...............................................................приведены в таблице 3.

Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 и при измерении активной электрической энергии (Sw^), границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной (5WA) и реактивной (5WP) электрической энергии в

рабочих условиях применения...............................................................приведены в таблице 4.

Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с..............................................................± 5.

Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности измерительных каналов АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии_

I, % от 1ном

Коэффи

циент

мощности

ИК № 1, 2, с 7 по 11

ИК № 3, 4

ИК № 5, 6

SwoA, %

SwoA, %

o, A % О4

2

0,5

± 4,9

± 4,8

-

2

0,8

± 2,7

± 2,7

-

2

0,865

± 2,4

± 2,4

-

2

1

± 1,9

± 1,8

-

5

0,5

± 3,1

± 2,9

± 5,4

5

0,8

± 1,9

± 1,8

± 2,9

5

0,865

± 1,8

± 1,7

± 2,6

5

1

± 1,2

± 1,1

± 1,7

20

0,5

± 2,4

± 2,2

± 2,8

20

0,8

± 1,4

± 1,2

± 1,5

20

0,865

± 1,2

± 1,1

± 1,3

20

1

± 0,99

± 0,85

± 0,99

100, 120

0,5

± 2,4

± 2,2

± 2,1

100, 120

0,8

± 1,4

± 1,2

± 1,1

100, 120

0,865

± 1,2

± 1,1

± 1,0

100, 120

1

± 0,99

± 0,85

± 0,78

Лист № 8 Всего листов 10

Таблица 4 - Границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов АИИС КУЭ при измерении активной (SWA%) и реактивной (SWoF) электроэнергии_

I, % от 1ном

Коэффи

циент

мощности

ИК № 1, 2, с 7 по 11

ИК № 3, 4

ИК № 5, 6

&W', %

&W ', %

&W', %

&W\ %

&W , %

SwP , %

2

0,5

± 5,1

± 3,7

± 5,0

± 3,7

-

-

2

0,8

± 3,1

± 4,9

± 3,0

± 4,8

-

-

2

0,865

± 2,8

± 5,6

± 2,8

± 5,5

-

-

2

1

± 2,4

-

± 2,4

-

-

-

5

0,5

± 3,4

± 3,4

± 3,3

± 3,4

± 5,6

± 3,9

5

0,8

± 2,4

± 3,9

± 2,3

± 3,8

± 3,3

± 5,2

5

0,865

± 2,3

± 4,3

± 2,2

± 4,1

± 3,0

± 6,1

5

1

± 1,5

-

± 1,4

-

± 2,0

-

20

0,5

± 2,8

± 3,1

± 2,6

± 3,0

± 3,2

± 3,1

20

0,8

± 2,0

± 3,4

± 1,9

± 3,2

± 2,1

± 3,6

20

0,865

± 1,9

± 3,6

± 1,8

± 3,4

± 2,0

± 3,9

20

1

± 1,4

-

± 1,3

-

± 1,4

-

100, 120

0,5

± 2,8

± 3,1

± 2,6

± 3,0

± 2,5

± 3,0

100, 120

0,8

± 2,0

± 3,4

± 1,9

± 3,2

± 1,8

± 3,2

100, 120

0,865

± 1,9

± 3,6

± 1,8

± 3,4

± 1,8

± 3,4

100, 120

1

± 1,4

-

± 1,3

-

± 1,3

-

Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и

приращений электрической энергии, минут............................................................................30.

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут.....................................30.

Формирование XML-файла для передачи внешним системам.......................автоматическое.

Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет................................4.

Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ.......................................автоматическое.

Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: температура окружающего воздуха:

для измерительных трансформаторов, ° С..........................................от минус 40 до плюс 40;

для счетчиков, связующих компонентов, °С..............................................................от 0 до 43;

для оборудования ИВКЭ и ИВК, °С.........................................................................от 10 до 35;

частота сети, Гц.....................................................................................................от 49,5 до 50,5;

напряжение сети питания (относительного номинального значения U^), % .. от 90 до 110. Допускаемые значения информативных параметров:

ток, % от 1ном................................................................................................................от 5 до 120;

напряжение, % от U^..............................................................................................от 90 до 110;

коэффициент мощности, cos j ............................................................. 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

коэффициент реактивной мощности, sin j...........................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист РС.425210.001ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтайвагон». Формуляр».

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип, модификация

Кол-во,

шт.

Трансформатор тока

ТПШЛ-10

4

Трансформатор тока

ТОЛ: ТОЛ-35 III

6

Трансформатор тока

ТПОЛ: ТПОЛ-10-М

8

Трансформатор тока

ТПЛ: ТПЛ-10-М

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2

Трансформатор напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

2

Счетчик электрической энергии

Альфа А1800: А1805-RL-P4G-DW-4

11

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325: RTU325-E-512-М3-В4-Q-i2-G

1

Сервер баз данных

АльфаЦЕНТР

1

АРМ

-

1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтайвагон». Формуляр

РС.425210.001ФО

1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтайвагон». Методика поверки

РС.425210.001Д1

1

Поверка

осуществляется по документу РС.425210.001Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтайвагон». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в ноябре 2014 г.

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г. р. № 22029-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (поправка системных часов не более ± 10 мс).

Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:

-    измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;

-    измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчики электрической энергии Альфа А1800 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС»;

-    устройство сбора и передачи данных RTU-325 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС».

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтайвагон». Свидетельство об аттестации методики измерений №223-01.00249-2014 от 24 ноября 2014 г.

Лист № 10 Всего листов 10

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтайвагон»

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание