Номер в госреестре | 42471-14 |
Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Северский трубный завод" с Изменениями № 1, № 2 |
Изготовитель | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург |
Год регистрации | 2014 |
МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Описание типа | скачать |
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Северский трубный завод» с Изменениями № 1, № 2 (далее АИИС КУЭ) является дополнением к описаниям типа системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии автоматизированной ОАО «Северский трубный завод», свидетельство об утверждении типа RU.E.34.005.A № 37457, регистрационный № 42471-09, системы информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии автоматизированной ОАО «Северский трубный завод» с изменением № 1, свидетельство об утверждении типа RU.E.34.004.A № 49494, регистрационный № 42471-13 и включает в себя описание измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 23, 25, 69, 70.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Северский трубный завод» с Изменениями № 1, № 2 предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ ОАО «Северский трубный завод» с Изменениями № 1, № 2 решает следующие задачи:
- автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;
- периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001; счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии; класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе ЭКОМ-3000.
3-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение (ПО).
Первичные фазные 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 преобразуются 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по GPRS-каналам на верхний уровень системы (АРМ), а также отображение информации по подключенным к УСПД объектам контроля.
На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, а также передача накопленных данных в информационные системы организаций-участников оптового рынка электроэнергии. Передача информации организациям-участникам оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера базы данных через Интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя часы УСПД, сервера БД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 10 мс. Сличение времени сервера БД с временем УСПД, осуществляется каждые 30 мин и корректировка времени сервера БД осуществляется при расхождении с временем УСПД ±3 с. Сличение времени УСПД с временем счетчиков СЭТ-4ТМ - один раз в сутки, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±2 с, но не чаще чем один раз в сутки. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
В АИИС КУЭ ОАО «Северский трубный завод» с Изменениями № 1, № 2, используется комплекс программно-технический измерительный (ПТК) «ЭКОМ», Госреестр № 19542-05, представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО указанное в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ -нет.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Консоль администратора, adcenter.exe | версия не ниже 6.4.56.955 | |
Редактор расчетных схем, AdmTool.exe | версия не ниже 6.4.154.5584 | |
АРМ «Энергосфера», ControlAge.exe | версия не ниже 6.4.121.1453 | |
ПК «Энергосфера» | Алармер, AlarmSvc.exe | версия не ниже 6.4.40.460 |
версия не ниже 6.4 | Центр экспорта/импорта, expimp.exe | версия не ниже 6.4.108.2544 |
Электроколектор, ECollect.exe | версия не ниже 6.4.55.1102 | |
Ручной ввод данных, HandInput.exe | версия не ниже 6.4.31.314 | |
Туннелепрокладчик, TunnelEcom.exe | версия не ниже 6.4.1.63 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов ОАО «Северский трубный завод» с Изменениями № 1, № 2
Состав измерительных каналов | Метрологические характеристики ИК | |||||||
Наименование объектов и номера точек измерений | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ Сервер | Вид электро энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |
23 | Г1111-2, яч.28 РУ-6кВ секция 1, фид.1 Пиастрелла ЗАО «Компания Пиастрелла» | ТП0Л-10 600/5 Кл. т. 0,2S | ЗН0Л-06-6 6000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭК0М-3000/ IBM 7945 KHG system x3650, ПО «Энергосфера» | |||
25 | ГПП-2, яч.15 РУ-6кВ секция 2, фид.2 Пиастрелла ЗАО «Компания Пиастрелла» | ТП0Л-10 600/5 Кл. т. 0,2S | ЗН0Л-06-6 6000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±1,5 ±2,4 | |
69 | Г1111-4, Ввод 1 110 кВ от Свердловскэнерго | ТВ-110-Ш-6-02 200/1 Кл. т. 0,2S | СРВ 123 110000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 | ||||
70 | Г11 -4, Ввод 2 110 кВ от Свердловскэнерго | ТВ-110-Ш-6-02 200/1 Кл. т. 0,2S | СРВ 123 110000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 |
Примечание
1) Характеристики погрешности измерительных каналов (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 - 1,02) Ином; ток (1,0 - 1,2) Ihom, cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4)Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; (0,02 - 1,2)-Ihom; cosj от 0,5 инд до 0,8 емк ;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °С, для счетчиков от минус 40 до + 60 °С; для сервера от + 15 до + 35 °С;
5) Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,02-Ihom; cosj = 0,8 инд, температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °С;
6) Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М по
ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52325-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
7) 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 «Северский трубный завод» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть;
8) В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - параметры надежности: среднее время наработки на отказ Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в - не более 168 ч;
- УСПД ЭКОМ-3000 параметры надежности: среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 24 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 20000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию 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;
выключение и включение УСПД.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчика; испытательной коробки;
УСПД;
сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
электросчетчика,
УСПД,
сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- один раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
- УСПД ЭКОМ-3000 - суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за сутки - не менее 4 лет; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Северский трубный завод» с Изменениями № 1, № 2.
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Северский трубный завод» с Изменениями № 1, № 2 указана в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Северский трубный завод» с Изменениями № 1, № 2
Наименование объектов и номера точек измерений | Состав измерительных каналов | ||||
ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ Сервер | ||
23 | Г1111-2, яч.28 РУ-6кВ секция 1, фид.1 Пиастрелла ЗАО «Компания Пиастрелла» | ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,2S | ЗНОЛ-06-6 6000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ-3000/ IBM 7945 KHG system x3650, ПО «Энергосфера» |
25 | ГПП-2, яч.15 РУ-6кВ секция 2, фид.2 Пиастрелла ЗАО «Компания Пиастрелла» | ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,2S | ЗНОЛ-06-6 6000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | |
69 | Г1111-4, Ввод 1 110 кВ от Свердловскэнерго | ТВ-110-111-602 200/1 Кл. т. 0,2S | СРВ 123 110000/V3/100/V 3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 |
Г1111-4, Ввод 2 | ТВ-110-111-6- | СРВ 123 | СЭТ- | ||
70 | 02 | 110000/V3/100/V | |||
110 кВ от | 200/1 Кл. т. 0,2S | 'J | 4ТМ.03М.16 | ||
Свердловскэнерго | 3 Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,2S/0,5 |
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Северский трубный завод» с Изменениями № 1, № 2. Методика поверки» 55181848.422222.162.МП».
осуществляется по документу 55181848.422222.162.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Северский трубный завод» с Изменениями № 1, № 2. Методика поверки»», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2014 года.
Средства поверки - по методикам поверки на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03.М - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03.М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1;
- УСПД ЭКОМ-3000- по методике поверки «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП 26-262-99».
Метод измерений приведен паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Северский трубный завод» с Изменениями № 1, № 2, № 55181848.422222.162.ПФ.2.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО
«Северский трубный завод» с Изменениями № 1, № 2
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
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 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
обеспечения единства измерений
- осуществление торговли и товарообменных операций.