| Номер в госреестре | 86677-22 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волгограднефтемаш" 2022 |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Открытое акционерное общество "Волгограднефтемаш" (ОАО "Волгограднефтемаш"), г. Волгоград |
| Год регистрации | 2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волгограднефтемаш» 2022 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации времени (УСВ) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), АРМ энергосбытовой организации, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где выполняется обработка, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется хранение полученных данных, оформление отчетных документов.
От сервера информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на АРМ энергосбытовой организации.
Передача информации от АРМ энергосбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов УСПД с УСВ осуществляется каждые 15 минут, корректировка часов УСПД производится при расхождении более ±2 с.
Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов сервера производится при расхождении более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 001, указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волгограднефтемаш» 2022.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид элек-тро-энер-гии | Метрологические характеристики ИК | |||||
| ТТ | TH | Счетчик | УСПД | УСВ | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | И |
| 1 | ПС «Петровская», 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 10, КЛ-6 кВ, РП-1, яч. 19 | ТИОЛ-10 Кл.т. 0,5S 1000/5 Per. №47958-11 Фазы: А; С | ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000/л/з/100/л/з Per. №46738-11 Фазы: А; В; С | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 31857-11 | RTU-325L Per. № 37288-08 | УССВ-2 Per. № 54074-13 | Сервер ОАО «Волго-град-нефте-маш» | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | з,з 5,5 |
| 2 | ПС «Петровская», 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 32, КЛ-6 кВ, РП-1, яч. 16 | ТИОЛ-10 Кл.т. 0,5S 1000/5 Per. №47958-11 Фазы: А; С | ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000/л/з/100/л/з Per. №46738-11 Фазы: А; В; С | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 31857-11 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | з,з 5,5 | |||
| 3 | ПС «Петровская», 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 36, КЛ-6 кВ, «Котельная», яч. 12 | ТИОЛ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Per. №47958-11 Фазы: А; С | ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000/л/з/100/л/з Per. №46738-11 Фазы: А; В; С | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 31857-11 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | з,з 5,5 | |||
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | И |
| 4 | ПС «Елыианская», 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 7, КЛ-6 кВ, РУ-6 кВ, «СФЦ», яч. 5 | тпол-ю Кл.т. 0,5S 600/5 Per. №47958-11 Фазы: А; С | ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000/л/3/Ю0А/3 Per. №46738-11 Фазы: А; В; С | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 31857-11 | RTU-325L Per. № 37288-08 | УССВ-2 Per. № 54074-13 | Сервер ОАО «Волго-град-нефте-маш» | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,5 |
| 5 | ПС «Елыианская», 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 9, КЛ-6 кВ, РУ-6 кВ, «СФЦ,», яч. 10 | ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5S 600/5 Per. №47958-11 Фазы: А; С | ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000/л/3/Ю0А/3 Per. №46738-11 Фазы: А; В; С | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 31857-11 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | з,з 5,5 | |||
| 6 | ПС «Елыианская», 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. И, КЛ-6 кВ, РУ-6 кВ, «ЦРП-1», яч. 21 | ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5S 600/5 Per. № 1261-08 Фазы: А; С | ЗНОЛ-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 6000/л/3/Ю0А/3 Per. № 51676-12 Фазы: А; В; С | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 31857-11 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | з,з 5,5 | |||
| 7 | ПС «Елыианская», 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 13, КЛ-6 кВ, РУ-6 кВ, «ЦРП-1», яч. 2 | ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5S 600/5 Per. № 1261-08 Фазы: А; С | ЗНОЛ-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 6000/л/3/Ю0А/3 Per. № 69604-17 Фазы: А; В; С | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 31857-11 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | з,з 5,5 | |||
| 8 | ПС «Елыианская», 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 19, КЛ-6 кВ, РУ-6 кВ, «ЦРП-1», яч. 29 | ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5S 600/5 Per. № 1261-08 Фазы: А; С | ЗНОЛ-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 6000/л/3/Ю0А/3 Per. № 69604-17 Фазы: А; В; С | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 31857-11 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | з,з 5,5 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | И |
| 9 | Склад метизов № 83 ЩУ-1 ф. ПАО «МТС» | — | — | A1820RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 31857-11 | RTU-325L Per. № 37288-08 | УССВ-2 Per. № 54074-13 | Сервер ОАО «Волго-град-нефте-маш» | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,5 3,4 |
| 10 | Прессовый цех ТП-56, РУ-0,4 кВ, ф. ВРООВВС «ФРМ «Аквамарин» | Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,5S 200/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С | — | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 31857-11 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,4 | |||
| И | Прессовый цех ТП-56, РУ-0,4 кВ, ф. ГСК «МРИЯ» | ТОП-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Per. №47959-11 Фазы: А; В; С | — | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 31857-11 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,4 | |||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АПИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU), с | ±5 | |||||||||
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК № 9 указана для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % от 1ном; coscp = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АПИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 11 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Uhom | от 95 до 105 |
| ток, % от Ihom для ИК № 9 | от 5 до 120 |
| для остальных ИК | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности cosф | 0,9 |
| частота, Г ц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Uhom | от 90 до 110 |
| ток, % от Ihom для ИК № 9 | от 5 до 120 |
| для остальных ИК | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности cosф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Г ц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С | от +15 до +25 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для УСВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 74500 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140200 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 180 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока проходные | ТПОЛ-10 | 16 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОП-0,66 | 3 |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛ.06 | 15 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-НТЗ-6 | 9 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа A1800 | 11 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-325L | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Сервер | Сервер ОАО «Волгограднефтемаш» | 1 |
| Формуляр | ИЮНД.411711.056.ФО | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Волгограднефтемаш» 2022, аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312078.
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
