| Номер в госреестре | 66318-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оленегорский горно-обогатительный комбинат" - II очередь |
| Изготовитель | ООО "Центр энерготехнологий ТЭС", г.Волгоград |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оленегорский горно-обогатительный комбинат" - II очередь (далее- АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения. АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 по ГОСТ 1983-01, измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S по ГОСТ 7746-01, многофункциональные счетчики электрической энергии Альфа А1800 (ГР № 31857-06) класса точности (КТ) 0,5S/1 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (2 точки измерения), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (далее- УСПД) RTU-325 (ГР № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (далее- CБД) типа IPC-610MB-F на базе Intel Core-i7 920 с установленным серверным программным обеспечением "АльфаЦЕНТР", устройство синхронизации системного времени (УССВ) выполненного на базе GPS-приемника типа 16HVS, автоматизированное рабочее место оператора (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Сервер ИВК, АРМ оператора АИИС КУЭ, УСПД уровня ИВКЭ включены в локальную сеть АО "Олкон" с помощью сетевого оборудования и поддерживают стек протокола TCP/IP-адресации архитектуры Ethernet.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим местным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485/ RS-232 и по беспроводному GSM/GPRS каналу (с использованием каналообразующей аппаратуры) поступает в УСПД, где производится сбор, обработка и хранение результатов измерений. Далее через сетевой коммутатор результаты измерений передаются на сервер базы данных (СБД) АИИС КУЭ.
СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения осуществляет формирование и хранение поступающей измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу данных коммерческого учета в ОАО "АТС" и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS-приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется программным способом при помощи специально разработанного алгоритма. Программная реализация этого алгоритма функционирует в СБД. Алгоритм включает периодическую (не реже 1 раза в час) отправку запросов на получение значения точного времени от устройства УССВ. Коррекция шкалы времени СБД осуществляется при каждом сеансе связи с УССВ независимо от расхождения показаний часов СБД и УССВ.
Сравнение показаний часов УСПД и СБД происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, коррекция шкал времени УСПД и СБД осуществляется при расхождении показаний на величину более ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, коррекция шкал времени счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний на величину более ±2 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчиков, УСПД и СБД.
В АИИС КУЭ на уровне ИВК используется программное обеспечение (ПО) « А льфаТ ЦЕНТР».
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значения |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | АльфаТ ЦЕНТР |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | md5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - высокий.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК) представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
| Номер измерительного канала | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | П О У | В С О У | |||
| 69 | Л-99 "Хариус-озеро №1" ОРУ-110/6кВ, Л-71 РУ-6кВ ПС-11 яч. №4 | ТПЛ-НТЗ-10 КТ 0,2S Ктт =1000/5 | НАЛИ-НТЗ-6 КТ 0,2 Ктн =6000/100 | А1805RLX- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 | RTU-325 | GPS-приемник типа 16HVS | Активная Реактивная |
| 70 | Л-100 "Хариус-озеро №2" ОРУ-110/6кВ, Л-72 РУ-6кВ ПС-11 яч. №1 | ТПЛ-НТЗ-10 КТ 0,2S Ктт =1000/5 | НАЛИ-НТЗ-6 КТ 0,2 Ктн =6000/100 | А1805RLX- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 | |||
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение от (0,9-1,1) ином, ток (0,01-1,2) Ьюм, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк, допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от от 0 до 25 °С, для УСПД и сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации
| Номер измерительного канала | Значение cos9 | Пределы допускаемой относительной пог измерительного канала при измерении активной энергии в рабочих условиях эксплуатации АИ | ешности электрической ШС КУЭ, % | ||
| 81(2)%, I1(2)£ I изм< I 5 % | 85 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 820 %>, I 20 %£ I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 69 ,70 ТТ-0^; ТН-0,2; Сч-0^ | 1,0 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,9 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,8 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 0,7 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±2,8 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 | |
| Номер измерительного канала | S не s g S н СП | Пределы допускаемой относительной пог измерительного канала при измерении реактивно энергии в рабочих условиях эксплуатации АИ | ешности й электрической ШС КУЭ, % | ||
| 81(2)%, I1(2)£ I изм< I 5 % | 8 5 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 8 20 %>, I20 %£ I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 69, 70 ТТ-0^; ТН-0,2; Сч-1,0 | 0,9 | ±4,8 | ±4,5 | ±3,7 | ±3,7 |
| 0,8 | ±4,3 | ±4,2 | ±3,6 | ±3,6 | |
| 0,7 | ±4,0 | ±4,0 | ±3,5 | ±3,5 | |
| 0,5 | ±3,6 | ±3,6 | ±3,4 | ±3,4 | |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином, ток (0,01-1,2) !ном, cos ф=0,9 инд, температура окружающей среды (20±5) °С приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации
| Номер измерительного канала | е к К & <U и F О ей О н СП | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ, % | |||
| d1(2)%, I1(2)£ I изм< I 5 % | 85 % ^-5 I изм< I 20 % | 8 20 %, I 20 I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %^ I изм£ I 120 % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 69 ,70 TT-0,2S; ТН-0,2; Сч-0^ | 1,0 | ±1,4 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,9 | ±1,5 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,7 | |
| 0,8 | ±1,6 | ±1,0 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,7 | ±1,8 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,1 | |
| Номер измерительного канала | е к к & СЛ F О ей О К СП | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ, % | |||
| 81(2)%, I1(2)£ I изм< I 5 % | 85 %, I5 I изм< I 20 % | 820 %, [ 20 I изм< I 100 % | 8100 %, [100 °/S I изм£ I 120 % | ||
| 69, 70 TT-0,2S; ТН-0,2; Сч-1,0 | 0,9 | ±2,8 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,8 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,3 | ±1,3 | |
| 0,7 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,3 | ±1,3 | |
| 0,5 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
Надежность применяемых в системе компонентов: электросчетчик Альфа А1800
- среднее время наработки на отказ не менее 120 000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности не более 2 ч;
Сервер
- среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;
УСПД
- среднее время восстановления работоспособности не более 2 ч;
GSM модем
- среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках УСПД и сервере;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчике (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии Альфа А1800- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях составляет 1800 суток для счетчиков Альфа А1800, 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;
- ИВК- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 4,5 лет.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование компонента системы | Номер в Гос. реестре средств измерений | Количество |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный А1805RLX-P4GB-DW-4, КТ 0,5S/1,0 | 31857-06 | 2 шт. |
| Трансформатор тока ТПЛ-НТЗ-10, КТ 0,2S | 51678-12 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения НАЛИ-НТЗ-6, КТ 0,2 | 59814-15 | 2 шт. |
| УСПД RTU-325 | 37288-08 | 1 шт. |
| Сервер сбора и хранения БД типа IPC-610MB-F на базе Intel Core-i7 920 | - | 1шт. |
| У стройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа 16HVS | - | 1шт. |
| Автоматизированное рабочее место | - | 1шт. |
| Наименование документации | ||
| Методика поверки МП 4222-01-3443124794-2016 | 1экз. | |
| Формуляр ФО 4222-01-3443124794-2016 | 1экз. | |
осуществляется по документу МП 4222-01-3443124794-2016 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оленегорский горно-обогатительный комбинат" - II очередь. Методика поверки, утвержденному ФБУ "Самарский ЦСМ" 27 сентября 2016 г.
Основные средства поверки- по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа A1800 в соответствии с методикой поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМ им. Д. И. Менделеева" 19 мая 2006 г;
- УСПД RTU-325 в соответствии с документом "Устройства сбора и передача данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 2008 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12;
- вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», ГР № 22029-10.
Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оленегорский горнообогатительный комбинат"- II очередь приведены в документе- «Методика (методы) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оленегорский горно-обогатительный комбинат" -II очередь. МВИ 4222-01-3443124794-2016. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 138/RA.RU 311290/2015/2016 от 20 сентября 2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оленегорский горно-обогатительный комбинат”- II очередь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S
ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (ГЕС 62053-23:2003, MOD)
