| Номер в госреестре | 33235-12 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Газоперерабатывающий завод ООО "Астраханьгазпром" с Изменением № 1 |
| Изготовитель | Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва |
| Год регистрации | 2012 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии Газоперерабатывающий завод ООО «Астраханьгазпром» с Изменением № 1 является обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Газоперерабатывающий завод ООО «Астраханьгазпром», свидетельство об утверждении типа RU£.34.033A № 25875, регистрационный № 33235-06 от 15.12.2006 г., и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 17, № 18, № 19, № 20.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Г азоперерабатывающий завод ООО «Астраханьгазпром» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Газоперерабатывающего завода ООО «Астраханьгазпром», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ Газоперерабатывающий завод ООО «Астраханьгазпром» с Изменением № 1 представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК), информационно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) и информационно-вычислительного комплекса (далее - ИВК). АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в Газоперерабатывающем заводе
ООО «Астраханьгазпром».
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Уровень ИК, включающий трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S в части активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и класса точности 0,5 и 1,0 в части реактивной электроэнергии; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
Уровень ИВКЭ, включающий устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325 (Госреестр РФ № 37288-08) и СОЕВ на базе устройства синхронизации единого времени УССВ-16HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS).
Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер баз данных (далее
- БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - 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 по проводным линиям связи (интерфейс RS-485) поступает на входы локального УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по ВОЛС на уровень ИВК региона. ИВК региона осуществляет передачу информации в ИВК Центра сбора данных.
На уровне ИВК выполняется обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера базы данных, по коммутируемым телефонным линиям, через Интернет-провайдера по оптоволоконной линии связи, по сотовому каналу передачи данных и по выделенному оптическому цифровому каналу связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя УССВ-16HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСПД АИИС КУЭ синхронизированы со временем УССВ-16HVS, сличение часов происходит каждые 3 минуты, корректировка часов выполняется при расхождении показаний часов УСПД и УССВ-35HVS на ± 1 с. Синхронизация часов счетчиков в ИК происходит при каждом сеансе счетчика с УСПД, который составляет 1 раз в 30 минут. Корректировка выполняется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на ± 2 с. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «АльфаЦЕНТР» (Свидетельство об утверждении типа средств измерений RU.C.34.004.A №40071 от 08.08.2010г., действительное до 01.04.2015г.) версии 11.02.02, в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПК «АльфаЦЕНТР» обеспечивают защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР»
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программно-го обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| а- Р» В ** 19 | Программа -планировщик опроса и передачи данных | Amrserver.exe | 11.02.02 | 582b756b2098a6dab be52eae57e3e239 | М05 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | b3bf6e3e5100c068b 9647d2f9bfde8dd | М05 | ||
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 764bbe1ed87851a01 54dba8844f3bb6b | М05 | ||
| Драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 7dfc3b73d1d1f209cc 4727c965a92f3b | М05 | ||
| Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700,A1140 | encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba 400eeae8d0572c | М05 | ||
| Библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd | М05 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4 нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
| Тэ 2 | Номер точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительных каналов | УСП Д | Вид электроэнергии | ||
| ТТ | ТН | Счетчик | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | 17 | ОРУ 110 кВ Ввод №1 | ТАТ Госреестр № 29838-05 Кл т.0,2Б 600/5 Зав. № GD7/P43102 Зав. № GD7/P43104 Зав. № GD7/P43105 | TVBs123 Г осреестр № 29693-05 Кл т.0,2 110000:^3/ 100:V3 Зав.№ 30027628 Зав. № 30027630 Зав. № 30027629 | A1802RALX QV-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06 Кл т.0,2Б/0,5 Зав.№ 01209758 | 4 6 6 5 0 0 №. .в а З - 8 B - 3 - 2 5 М 1 5 2 3 - £ T R | активная, реактивная |
| 2 | 18 | ОРУ 110 кВ Ввод №2 | ТАТ Госреестр № 29838-05 Кл т.0,2Б 600/5 Зав. № GD/P43103 Зав. № GD/P43101 Зав. № GD/P43106 | TVBs123 Г осреестр № 29693-05 Кл т.0,2 110000:^3/ 100:V3 Зав.№ 30027627 Зав. № 30027625 Зав. № 30027626 | A1802RALX QV-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06 Кл т.0,2Б/0,5 Зав.№ 01209757 | активная, реактивная | |
| 3 | 19 | ПС 110/6 кВ ТПП-3", ТСН-1 | ТСН-8 Госреестр № 26100-03 Кл т.0,5 600/5 Зав.№ б/н Зав.№ б/н Зав. № б/н | - | A1805RAL-P4GB-DW-4 Госреестр № 31857-06 Кл т.0,5Б/1,0 Зав.№ 01211636 | активная, реактивная | |
| 4 | 20 | ПС 110/6 кВ 'ТПП-3", ТСН-2 | ТСН-8 Госреестр № 26100-03 Кл т.0,5 600/5 Зав.№ б/н Зав.№ б/н Зав. № б/н | - | A1805RAL-P4GB-DW-4 Госреестр № 31857-06 Кл т.0,5Б/1,0 Зав.№ 01211664 | активная, реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
| Доверительные границы относительной погрешности результата измерений активной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95: | |||||||||
| Номер ИК | Основная погрешность ИК, ±% | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% | |||||||
| диапазон значений тока | cos j = 1,0 | cos j = 0,87 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 1,0 | cos j = 0,87 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 17, 18 | 0,02I^ < I1 < 0,05!н1 | 0,9 | 1,1 | 1,1 | 1,8 | 1,1 | 1,2 | 1,3 | 2,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 17, 18 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 1,3 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,4 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,5 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | 1,2 | |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,5 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | 1,2 | |
| 19, 20 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,7 | 2,4 | 2,8 | 5,4 | 2,2 | 2,8 | 3,1 | 5,6 |
| 0,2Iн1 < I1 < IH1 | 1,0 | 1,3 | 1,5 | 2,7 | 1,6 | 1,9 | 2,0 | 3,1 | |
| Iн1 < I1 < 1,2!н1 | 0,8 | 1,0 | 1,1 | 1,9 | 1,5 | 1,6 | 1,7 | 2,4 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
| Доверительные границы относительной погрешности результата измерений реактивной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95: | |||||||
| Номер ИК | Основная погрешность ИК, ±% | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% | |||||
| Диапазон значений тока | cos j = 0,87 (sin j = 0,5) | cos j = 0,8 (sin j = 0,6) | cos j = 0,5 (sin j = 0,87) | cos j = 0,87 (sin j = 0,5) | cos j = 0,8 (sin j = 0,6) | cos j = 0,5 (sin j = 0,87) | |
| 17, 18 | 0,02^1 < I1 < 0,05^1 | 6,0 | 5,9 | 5,7 | 6,2 | 6,0 | 5,8 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 5,7 | 5,7 | 5,6 | 5,8 | 5,7 | 5,6 | |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 5,6 | 5,6 | 5,6 | 5,7 | 5,6 | 5,6 | |
| I^ < I1 < 1,2I^ | 5,6 | 5,6 | 5,5 | 5,6 | 5,6 | 5,6 | |
| 19, 20 | 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 7,9 | 7,1 | 6,2 | 8,1 | 7,3 | 6,4 |
| 0,2Iн1 < I1 < I^ | 6,2 | 6,0 | 5,7 | 6,4 | 6,2 | 5,9 | |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 5,9 | 5,8 | 5,7 | 6,0 | 5,9 | 5,8 | |
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: диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Ином; диапазон силы тока (1 - 1,2) 1ном, коэффициент мощности cosj (sinj) = 0,87 (0,5) инд.); частота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия: для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Ином; диапазон силы первичного тока (0,05 (0,02) - 1,2) 1ном1; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 50 °С.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,05 - 1,2)1н2; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,5 -0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 5 °С до 35 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 5 °С до 30 °С.
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
- атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в порядке установленном на Газоперерабатывающий завод ООО «Астраханьгазпром». Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
Кг_аиис = 0,89 - коэффициент готовности;
ТО_ИК (АИИС) = 1348 ч - среднее время наработки на отказ.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 168 ч;
- УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 24 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника 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, параметриро-
вании:
- 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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Газоперерабатывающий завод ООО «Астраханьгазпром» с Изменением № 1 типографским способом.
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 Газоперерабатывающий завод ООО «Астраханьгаз-пром» с Изменением № 1_
| Наименование | Количество |
| Измерительные трансформаторы тока ТАТ, ТСН-8 | 12 шт. |
| Измерительные трансформаторы напряжения TVBs123 | 6 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный типа Альфа А1800 | 4 шт. |
| УСПД RTU-325 | 1 шт. |
| Устройство синхронизации единого времени УССВ-16HVS | 1 шт. |
| Сервер базы данных АИИС КУЭ | 1 шт. |
| Методика поверки | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 1 шт. |
| Формуляр | 1 шт. |
осуществляется по документу МП 33235-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Газоперерабатывающий завод ООО «Астраханьгазпром» с Изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в январе 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»; МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- Счетчики типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-00422006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- УСПД RTU-325 - по документу «Устройство 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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01
Методы измерений изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Г азоперерабатывающий завод ООО «Астраханьгазпром» с Изменением № 1.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Г азоперерабатывающий завод ООО «Астраханьгазпром» с Изменением №
1
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Газоперерабатывающий завод ООО «Астраханьгазпром» с Изменением № 1.
Осуществление торговли и товарообменных операций.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 19.09.2024 |
