Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ"
Номер в ГРСИ РФ: | 49253-12 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Росэнергосервис", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 49253-12 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2012 |
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 | 45770 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | Приказ 145 от 14.03.12 п.02 |
Производитель / Заявитель
ООО "Росэнергосервис", г.Владимир
Россия
600001, ул.Офицерская, д.11А тел/факс (4922) 37-34-67, тел/факс (4922) 44-87-06, 33-44-86 Почт. адрес: 600017, ул.Сакко и Ванцетти, д.23 оф.9 Тел./факс (4922) 42-31-62
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 49253-12 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
49253-12: Описание типа СИ | Скачать | 527.2 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU 325 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) УССВ-35HVS и программное обеспечение (далее - ПО).
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО.
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 преобразуют 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 входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе, синхронизирующего собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД с временем УСПД RTU-325 осуществляется каждые 30 мин, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ" используется ПО "Альфа-Центр" версии 11, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО "Альфа-Центр" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,
обеспечиваемое п Таблица 1 |
рограммными средствами ПО "Альфа-Центр". - Метрологические значимые модули ПО | ||||
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Альфа-ЦЕНТР» |
программа-планировщик опроса и передачи данных |
amrserver.exe |
v.11.04.01 |
582b756b2098a 6dabbe52eae57 e3e239 |
MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
amrc.exe |
b3bf6e3e5100c 068b9647d2f9b fde8dd | |||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
amra.exe |
764bbe1ed8785 1a0154dba8844 f3bb6b | |||
драйвер работы с БД |
cdbora2.dll |
7dfc3b73d1d1f 209cc4727c965 a92f3b |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Альфа-ЦЕНТР» |
библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll.dll |
v.11.04.01 |
0939ce05295fb cbbba400eeae8 d0572c | |
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e34 444170eee9317 d635cd |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-Центр», в состав которых входит ПО «Альфа Центр», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595-10.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр»,
получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр».
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
№ п/п |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
Ввод D01 ИК №1 |
AMT 245/1 Кл. т. 0,2 800/1 Зав. № 103558; Зав. № 103557; Зав. № 103556 |
STE 1/245 Кл. т. 0,2 220000^3/100^3 Зав. № 103334; Зав. № 103337; Зав. № 103340 |
A1R-4-AL-C29-T+ Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01095511 |
RTU 325-E-512-M3-B4-Q—i2-G Зав.№0013 58 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,2 |
±1,4 ±2,2 |
2 |
Ввод D02 ИК №2 |
AMT 245/1 Кл. т. 0,2 800/1 Зав. № 103547; Зав. № 103548; Зав. № 103549 |
STE 1/245 Кл. т. 0,2 220000^3/100^3 Зав. № 103336; Зав. № 103341; Зав. № 103342 |
A1R-4-AL-C29-T+ Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01095512 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,2 |
±1,4 ±2,2 | |
3 |
Ввод D03 ИК №3 |
AMT 245/1 Кл. т. 0,2 800/1 Зав. № 103552; Зав. № 103551; Зав. № 103550 |
STE 1/245 Кл. т. 0,2 220000^3/100^3 Зав. № 103335; Зав. № 103333; Зав. № 103338 |
A1R-4-AL-C29-T+ Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01095513 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,2 |
±1,4 ±2,2 |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
4 |
Ввод D04 ИК №4 |
AMT 245/1 Кл. т. 0,2 800/1 Зав. № 103553; Зав. № 103554; Зав. № 103555 |
STE 1/245 Кл. т. 0,2 220000^3/100^3 Зав. № 103339; Зав. № 103343; Зав. № 103344 |
A1R-4-AL-C29-T+ Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01095514 |
RTU 325-E-512-M3-B4-Q—i2—G Зав.№0013 58 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,2 |
±1,4 ±2,2 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; УСПД - от + 10 °С до + 30 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 + 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,05 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии "Альфа Плюс":
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 + 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 ^ 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- для счётчиков электроэнергии "Альфа Плюс" от минус 40 °C до плюс 55 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
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 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик "Альфа Плюс" - среднее время наработки на отказ не менее Т =
90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД RTU 325-E-512-M3-B4-Q-i2-G - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка 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 УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ" типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Кол-во, шт. |
1 |
2 |
Трансформатор тока AMT 245/1 |
12 |
Трансформатор напряжения STE 1/245 |
12 |
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 |
1 |
Счётчик электрической энергии "Альфа Плюс" |
4 |
Методика поверки |
1 |
Формуляр |
1 |
Руководство по эксплуатации |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 49253-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть -ОНПЗ". Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИ-ИМС» в феврале 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
• "Альфа Плюс" - по документу "Многофункциональные счётчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки";
• УСПД RTU-300 - по документу "Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки";
• Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии "Альфа-Центр" - по документу "Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии "Альфа-Центр". Методика поверки", ДЯИМ.466453.06МП, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ".
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Лист № 9
Всего листов 9
3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
4. Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ".
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.