Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез" третьей очереди
Номер в ГРСИ РФ: | 61773-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ЭТС-Проект", г.Москва |
61773-15: Описание типа СИ | Скачать | 110.3 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» третьей очереди (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности за интервалы времени.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 61773-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез" третьей очереди |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭТС-Проект", г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
61773-15: Описание типа СИ | Скачать | 110.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» третьей очереди (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности за интервалы времени.
Описание
АИИС КУЭ является трехуровневой системой с иерархической распределенной обработкой информации:
- первый - уровень измерительных каналов (далее - ИК);
- второй - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ);
- третий уровень - информационно-вычислительного комплекса (далее - ИВК).
В состав АИИС КУЭ входит система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и автоматический сбор результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале UTC;
- автоматическое выполнение измерений;
- автоматическое ведение системы единого времени;
- регистрация параметров электропотребления;
- формирование отчетных документов и передачи информации другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
АИИС КУЭ включает следующие уровни:
1-й уровень состоит из 2 ИК и включает в себя:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S;
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2;
- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 класса точности 0,2S/0,5;
- вторичные измерительные цепи.
2-й уровень ИВКЭ включает в себя:
- устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-327
- аппаратуру передачи данных по внутренним каналам связи.
3-й уровень ИВК включает в себя:
- сервер базы данных;
- аппаратуру передачи данных по внутренним и внешним каналам связи;
- автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение (далее - ПО).
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения
Лист № 2
Всего листов 9 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.
Цифровые сигналы с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс Ethernet поступают в УСПД. В УСПД осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных в сервер базы данных с помощью оборудования связи по основному и резервному каналам связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-35 HVS, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования GPS. GPS-приемник ежесекундно без обработки передает в УСПД сигналы точного времени с точностью до одной десятой секунды. Таким образом, точность хода часов в УСПД составляет ± 0,1 с. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 минут осуществляется сличение времени между счетчиком и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 1 с. Погрешность системного времени не превышает предела абсолютной суточной погрешности измерения текущего времени, равного ± 5 с.
Регламентированный доступ к информации АРМ персонала осуществляется через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.
Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:
- испытательной коробки (специализированного клеммника);
- крышки клеммных отсеков счетчиков;
- УСПД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Альфа-ЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Альфа-ЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентиф икационные признаки |
Значение | |||||
Идентификационное наименование ПО |
Am-rserver.exe |
Amrc.exe |
Атга.ехе |
Cdbora2. dll |
En-cryptdll.dll |
Al- phamess.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Версия 4 | |||||
Цифровой идентификатор ПО |
9fe73a9049 33fac4f0f0 5992d297f 055 |
E05ee8be d68da05ac 30efffb0fa 1ba1b |
edc1a15eb db5d1c53 b466d053 d57a23a |
9cdaa52 6f63781 79847fcc 4cab811 0ce |
0939ce052 95fbcbbba 400eeae8d 0572c |
b8c331abb 5e344441 70eee9317 d635cd |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 мин);
- автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;
- автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;
- использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом Коммерческого оператора (ИАСУ КУ (КО));
- конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
- сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- передача в автоматизированном режиме в ИАСУ КУ (КО) смежным субъектам ОРЭ результатов измерений;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств аиис куэ.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
- обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
- автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).
Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2-4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | |||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
ИВК, СОЕВ | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1 |
ГПП-4 Т-1 |
SB 0,8 Коэф. тр. 250/5 Кл.т. 0,2S |
SU 170/S Коэф. тр. 110000:^3/100: \3 Кл.т. 0,2 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 |
ИВКЭ RTU-327; УССВ-35 HVS |
активная реактивная |
2 |
ГПП-4 Т-2 |
SB 0,8 Коэф. тр. 250/5 Кл.т. 0,2S |
SU 170/S Коэф. тр. 110000:^3/100: \3 Кл.т. 0,2 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, % | ||||||
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1; 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
Ihi<Ii<1,2Ihi |
0,5 |
0,5 |
0,9 |
0,8 |
0,9 |
1,2 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
0,5 |
0,5 |
0,9 |
0,8 |
0,9 |
1,2 | |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
0,5 |
0,6 |
1,1 |
0,8 |
0,9 |
1,3 | |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
0,6 |
0,7 |
1,2 |
0,9 |
1,0 |
1,4 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 |
1,0 |
1,1 |
1,8 |
1,2 |
1,3 |
1,9 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, % |
Г раницы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, % | ||||||
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1; 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
1,2 |
0,9 |
0,7 |
1,8 |
1,6 |
1,6 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,2 |
0,9 |
0,7 |
1,8 |
1,6 |
1,6 | |
0,1Ihi<Ii<0,2Ihi |
1,3 |
1,0 |
0,8 |
1,9 |
1,7 |
1,6 | |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
1,7 |
1,2 |
0,9 |
2,2 |
1,8 |
1,7 | |
0,02Ihi<Ii<0,05Ihi |
2,3 |
1,8 |
1,4 |
2,7 |
2,2 |
2,0 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Uhom;
диапазон силы тока (1 - 1,2) Ihom,
частота (50+0,15) Гц;
коэффициент мощности cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
ТТ и ТН от минус 40 °С до плюс 50 °С;
счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
ИВК от плюс 10 °С до плюс 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 (0,02 - 1,2) 1н1;
коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
частота - (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 60 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- 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;
- температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 65 °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 плюс 35 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УССВ-35 HVS и ИВКЭ RTU-327 на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- Электросчётчики Альфа А1800 (Госреестр №31857-11) - среднее время наработ
ки до отказа не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч., среднее
время восстановления работоспособности не более 24 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе
ребойного 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 RTU-327:
- 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;
- испытательной коробки;
- УСПД RTU-327;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД RTU-327.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВКЭ (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 300 суток; при отключении питания - не менее 30 лет;
- УСПД RTU-327- хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» третьей очереди типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
№ Г осреестра |
Количество |
Трансформатор тока встроенный |
SB 0,8 |
20951-06 |
6 шт. |
Трансформатор напряжения |
SU 170/S |
37115-08 |
6 шт. |
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
Альфа А1800 |
31857-11 |
2 шт. |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327 |
41907-09 |
1 шт. |
Руководство пользователя |
5767916-15233/1-143- ИОС2.И3 |
- |
1 шт. |
Методика поверки |
5767916-15233/1-143- ИОС2.МП |
- |
1 шт. |
Формуляр |
- |
- |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу 5767916-15233/1-143-ИОС2.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» третьей очереди. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 14.05.2015 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 А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утверждённому в 2012 г.;
- УСПД RTU-327 - по документу ДИЯМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденному
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 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 минус 20 до плюс 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 количества электроэнергии с использованием АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез» третьей очереди», аттестованном Некоммерческой организацией «Фонд поддержки инновационных программ НП «РОСИСПЫТАНИЯ» (Инновационный фонд «РОСИСПЫТАНИЯ»), аттестат об аккредитации № 01.00200-2011 от 04.02.2011 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
3. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.