Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Комсомольский НПЗ" (ООО "РН-Энерго")
Номер в ГРСИ РФ: | 40671-09 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Автоматизированные системы и технологии", г.Москва |
40671-09: Описание типа СИ | Скачать | 394 КБ |
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами предприятия, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов с энергоснабжающимиорганизациями и оперативного управления потреблением электроэнергии.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 40671-09 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Комсомольский НПЗ" (ООО "РН-Энерго") |
Технические условия на выпуск | проект.документация ООО АШМВ.4222.407 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2009 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМС |
Адрес центра | 119361, г.Москва, Озерная ул., 46 |
Руководитель центра | Кононогов Сергей Алексеевич |
Телефон | (8*095) 437-55-77 |
Факс | 437-56-66 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 35583 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | 06 от 11.06.09 п.56 |
Производитель / Заявитель
ООО "Автоматизированные системы и технологии", г.Москва
Россия
113152, Загородное шоссе, д.1, стр.2 тел.(495) 589-60-84, факс 982-59-73, тел. 995-18-01, факс 626-47-25
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП ВНИИМС |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
40671-09: Описание типа СИ | Скачать | 394 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «PH-Комсомольский НПЗ» (ООО «РН-Энерго») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами предприятия, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов с энергоснабжающими организациями и оперативного управления потреблением электроэнергии.
АИИС КУЭ ООО «PH-Комсомольский НПЗ» (ООО «РН-Энерго») решает следующие задачи:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных);
- передача в энергоснабжающую организацию результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера энергоснабжающей организации к информационно-вычислительному комплексу (далее - ИВК), устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- 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).
Описание
АИИС КУЭ ООО «PH-Комсомольский НПЗ» (ООО «PH-Энерго») представляет собой многоуровневую территориально-распределенную информационноизмерительную систему.
1-й уровень - информационно измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746 и ГОСТ 1983 соответственно, и счётчики активной и реактивной электроэнергии Альфа 1800 класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии, и 0,5 и 1,0 соответственно по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах (присоединениях), указанных в таблице 1 (6 измерительных каналов).
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), представляющий собой УСПД на базе промышленных контроллеров «RTU-325».
3-й уровень (ИВК) - включает в себя каналообразующую аппаратуру, сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала на базе IBM PC совместимых компьютеров и специализированное программное обеспечение (ПО).
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов поступают на входы счетчиков электроэнергии. Счетчики преобразуют мгновенные значения входных сигналов 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.
Счетчики снабжены импульсными каналами, основным и дополнительным цифровыми интерфейсами. Информация сохраняется в энергонезависимой памяти счетчиков. По запросу с УСПД сохраненные данные поступают в цифровом виде по цифровым каналам связи на входы УСПД, где осуществляется хранение и накопление полученных от счетчиков данных.
Передача данных с УСПД на верхний уровень системы (сервер АИИС КУЭ) осуществляется автоматически по запросу программного обеспечения (ПО) «Альфа
3 ЦЕНТР». ПО «Альфа ЦЕНТР» обеспечивает обработку и пересчет данных с учетом коэффициента трансформации на сервере АНИС КУЭ, хранение полученных данных на жёстких дисках сервера АНИС КУЭ, ведение оперативного контроля средней (получасовой) мощности, осуществляет передачу данных в смежные системы. Передача результатов измерений в энергоснабжающую организацию осуществляется в автоматическом режиме по волоконно-оптической линии связи.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) состоит из шкалы времени устройства синхронизации времени (УСВ), собственных часов УСПД, сервера и таймеров счетчиков. УСВ подключается к серверу ИВК и обеспечивает ежесуточную коррекцию времени сервера, УСПД и таймеров счетчиков при достижении заданного расхождения. Синхронизация времени в системе от GPS приемника, встроенного в УСВ, для сервера происходит не реже, чем 1 раз в час, от сервера к УСПД происходит не реже, чем 1 раз в 30 минут, синхронизация времени в счетчике от УСПД происходит каждые 30 минут. Корректировка времени на счетчиках проводится автоматически при рассогласовании времени счетчиков со временем УСПД более чем на 2 с. Корректировка времени в УСПД проводится автоматически при рассогласовании времени в собственных часах УСПД со временем сервера более чем на 1 с. Корректировка времени в сервере проводится автоматически при рассогласовании времени сервера и УСВ более чем на 1 с. Погрешность системного времени не превышает 5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологические характеристики ИК
№ точки изме рения |
Наименование объекта, присоединения |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
TH |
Счетчик |
УСПД |
Погрешность в нормальных условиях, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
ПС «НПЗ-ПО» 110/6 кВ ВЛ-110 кВ Т-1 С-102 |
TG-145 150/5 Кл.т. 0,2 № 00537, № 00536, № 00538 |
НКФ-110-57У1 110000 /100 Кл.т. 0,5 № 4742, № 5429, № 5359 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01192629 |
RTU-325 № 001024 |
Активная, реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,6 ±2,4 |
2 |
ПС «НПЗ-ПО» 110/6 кВ ВЛ-ПО кВ Т-2 С-98 |
TG-145 150/5 Кл.т. 0,2 № 00535, № 00534, № 00533 |
НКФ-110-57У1 110000 /100 Кл.т. 0,5 № 1484384, № 1484376, № 1484375 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01192630 |
Активная, реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,6 ±2,4 | |
3 |
ПС «НПЗ» 35/6 кВ ГРУ-6 кВ ф.17 |
ТОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 № 4059 № 4080 |
НАМИ-10 6000 /100 Кл.т. 0,5 № 1084 |
A1805RALQ-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 01192632 |
Активная, реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
4 |
ПС «НПЗ» 35/6 кВ ГРУ-6 кВ ф. 6 |
ТЛМ-10 600/5 Кл.т. 0,5 № 0745, № 8021 |
НАМИ-10 6000 /100 Кл.т. 0,5 № 1083 |
A1805RALQ-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 01192633 |
Активная, реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
5 |
ТП-469 Ввод № 2 - 6 кВ ф. 18 |
ТПЛ-10-М 50/5 Кл.т. 0,5 № 1016, №977 |
НАМИ-10 6000 /100 Кл.т. 0,5 № 1078 |
A1805RAL-P4GBQ-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 01192634 |
Активная, реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
6 |
ТП-469 Ввод № 1 - 6 кВ ф. 4 |
ТПЛ-10-м 50/5 Кл.т. 0,5 № 1014, № 1065 |
НАМИ-10 6000 /100 Кл.т. 0,5 № 1085 |
A1805RAL-P4GBQ-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 01192636 |
Активная, реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
• параметры сети: напряжение (0,98 ъ 1,02) Ином; ток (1 ч- 1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;
• температура окружающей среды (20 ± 5) °C.
4. Рабочие условия:
• параметры сети: напряжение (0,9 э- 1,1) Ином; ток (0,05-ь 1,2) 1ном; 0,5 инд.<соз(р<0,8 емк.
• допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40°С до
+ 55°С, для счетчиков от минус 40 °C до +65 С; для сервера от +15 °C до +50 °C; для УСПД от минус 40 °C до + 85 °C;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +40 °C;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Допускается замена счетчиков электрической энергии на аналогичные с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на ООО «PH-Комсомольский НПЗ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик (параметры надежности Т = 120000 ч (в = 2 ч);
- УСПД (параметры надежности Т = 100000 ч, tB = 168 ч);
- сервер (параметры надежности Кг = 0,99, tB = 1 ч);
- УСВ-1 (в составе СОЕВ) (параметры надежности Т = 35000 ч, tB = 2 ч)
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства автоматического включения резерва (АВР);
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в энергоснабжающую организацию с помощью электронной почты и телефонной сети общего пользования;
- в журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ:
- возможность съема информации со счетчика автономным способом;
- возможность получения параметров удаленным способом;
- визуальный контроль информации на счетчике.
Организационные решения:
- наличие эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- наличие защиты на программном уровне:
- информации:
- при передаче:
- результатов измерений (возможность использования цифровой подписи);
- при параметрировании:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер;
- конфигурирование и настройка параметров АПИС КУЭ.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации
- состояний средств измерений (функция автоматизирована);
- результатов измерений (функция автоматизирована);
Цикличность:
- измерений:
- 30-ти минутные приращения (функция автоматизирована);
- сбора:
- 1 раз в сутки (функция автоматизирована);
Глубина хранения информации (профиля):
- электросчетчик имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматизирована);
- УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 100 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 10 лет.
- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «PH-Комсомольский НПЗ» (ООО «РН-Энерго»).
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ООО «PH-Комсомольский НПЗ» (ООО «РН-Энерго») определяется проектной документацией на систему.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «PH-Комсомольский НПЗ» (ООО «РН-Энерго»). Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2009 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- Трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- Трансформаторы напряжения - по МИ 2925-2005;
- Счетчики Альфа А 1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006;
- УСПД RTU-325 - по методике поверки ДЯИМ.466453.005МП;
Приемник сигналов службы точного времени.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
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. Ос
новные положения».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «PH-Комсомольский НПЗ» (ООО «РН-Энерго») утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.