Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сибур-Нефтехим" (3-я очередь)
Номер в ГРСИ РФ: | 55356-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "Сибур-Нефтехим", г.Дзержинск |
55356-13: Описание типа СИ | Скачать | 107.9 КБ |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 55356-13 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сибур-Нефтехим" (3-я очередь) |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1223 п. 64 от 28.10.2013 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Сибур-Нефтехим", г.Дзержинск
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 55356-13 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 24 |
Найдено поверителей | 7 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 24 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 27.10.2024 |
Поверители
Скачать
55356-13: Описание типа СИ | Скачать | 107.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сибур-Нефтехим» (3-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения 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 измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), котрые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 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-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УССВ-35LVS.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) Альфа-Центр.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 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, оформле-
ние 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 ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ 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 используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии v.11.07, в состав которого входят программы, 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 Альфа-Центр.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обес- |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспе- |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора про- |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Альфа-ЦЕНТР» |
Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C: \alphacenter\exe) |
Am-rserver.exe |
Версия 11.07 |
e357189aea0466e98b0 221dee68d1e12 |
MD5 |
драйвер ручного опроса счётчиков и УСПД |
Amrc.exe |
745dc940a67cfeb3a1b 6f5e4b17ab436 | |||
драйвер автоматического опроса счётчиков и УСПД |
Amra.exe |
ed44f810b77a6782abd aa6789b8c90b9 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-
Центр», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595-10. ПО «Альфа Центр» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы 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 «АльфаЦЕНТР».
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 1-го и 2-го уровненей измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
По-грешнос ть в рабочих услови- | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ях9 % |
ГПП-2 Пропилен ЗРУ-6 кВ | ||||||||
65 |
ГПП-2 “Пропилен”, ЗРУ-6 кВ, I секция, яч. 1 Ввод с Т-1 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 2093; Зав. № 2070; Зав. № 2034 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № РТТУ |
EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01057325 |
RTU-325 Зав. № 001548 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
66 |
ГПП-2 “Пропилен”, ЗРУ-6 кВ, II секция яч.10 Ввод с Т-2 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 1553; Зав. № 1843; Зав. № 7460 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № УХЕТ |
EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01057334 |
RTU-325 Зав. № 001548 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
67 |
ГПП-2 “Пропилен”, ЗРУ-6 кВ, III секция яч.29 Ввод с Т-2 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 150; Зав. № 684; Зав. № 755 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № РТТК |
EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01057330 |
RTU-325 Зав. № 001548 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
68 |
ГПП-2 “Пропилен”, ЗРУ-6 кВ, ГУсекция яч.36 Ввод с Т-2 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 211; Зав. № 216; Зав. № 277 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № УПУХ |
EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01057335 |
RTU-325 Зав. № 001548 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
69 |
ГПП-2 “Пропилен”, ЗРУ-6 кВ яч.5, ТСН1 |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 3017454; Зав. № 3017504; Зав. № 3017485 |
- |
EA05RL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01075671 |
RTU-325 Зав. № 001548 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,6 |
70 |
ГПП-2 “Пропилен”, ЗРУ-6 кВ яч.14, ТСН2 |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 S 200/5 Зав. № 2125242; Зав. № 2125258; Зав. № 2124952 |
- |
EA05RL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01075668 |
RTU-325 Зав. № 001548 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,6 |
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) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cosф = 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) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosф(smф) 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:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosф(smф) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии «ЕвроАльфа» от минус 40 °C до плюс 70 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Сибур-Нефтехим» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик «ЕвроАльфа» - среднее время наработки на отказ не менее Т =
80000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД RTU-325 - 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 = 120000 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 125 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 - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сибур-Нефтехим» (3 очередь) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
№ Госреестра |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформатор тока |
ТПШЛ-10 |
1423-60 |
12 |
Трансформатор тока опорный |
ТОП-0,66 |
47959-11 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 УЗ |
2611-70 |
4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ЕвроАльфа |
16666-07 |
6 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
37288-08 |
1 |
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Формуляр |
- |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 55356-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сибур-Нефтехим» (3я очередь). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2013 г.
Перечень основных средств 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»
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков ЕвроАльфа (Госреестр № 16666-07) - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
- УСПД RTU-325 (Госреестр № 37288-08) - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» (3-я очередь), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2008 от 25.09.2008 г.
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. Основные положения.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.