|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "РУСАЛ Урал" Филиал "РУСАЛ Волгоград" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Центр энерготехнологий ТЭС", г.Волгоград |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 18/010 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "РУСАЛ Урал" Филиал "РУСАЛ Волгоград" (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – представляет собой информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий в себя высокопроизводительный сервер DEPO Race S440H с установленным программным обеспечением ПО "Альфа ЦЕНТР", NTР-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ", локально-вычислительную сеть, автоматизированное рабочее место (далее – АРМ), технические средства приёма-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на вход соответствующего конвертера RS-422/485 в Ethernet, далее с помощью стека протокола TCP/IP-адресации данные поступают на верхний уровень системы (сервер), где осуществляется хранение, накопление и обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Отчеты в формате ХМL формируются на ИВК АИИС КУЭ, подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по каналу связи сети Интернет в АО "АТС", региональному филиалу АО "СО ЕЭС" и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Уровень ИВК также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Интернет.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. В качестве источника синхронизации времени ИВК используется NTР-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ", обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-сервера первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сервер периодически сравнивает свое системное время с часами NTP-сервера. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Синхронизация показаний часов счетчиков с часами сервера производится во время сеанса связи со счетчиками. Сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера ±2 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется ПО "АльфаЦЕНТР". Уровень защиты ПО 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 – "средний" в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование модуля ПО | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 | | Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 | КПП-1 ввод В-1 10 кВ | ТЛШ-10
Ктт = 5000/1
Кл. т. 0,2S
Рег. № 11077-07 | TDC-4
Ктн = 10000/√3/100/√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07 | NTP-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ"/DEPO Race S440H | | 2 | КПП-1 ввод В-3 10 кВ | ТЛШ-10
Ктт = 5000/1
Кл. т. 0,2S
Рег. № 11077-07 | TDC 4
Ктн = 10000/√3/100/√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07 | | 3 | КПП-1 ввод В-5 10 кВ | ТЛШ-10
Ктт = 5000/1
Кл. т. 0,2S
Рег. № 11077-07 | TDC 4
Ктн = 10000/√3/100/√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07 | | 4 | КПП-1 ввод В-6 10 кВ | ТЛШ-10
Ктт = 5000/1
Кл. т. 0,2S
Рег. № 11077-07 | TDC 4
Ктн = 10000/√3/100/√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07 | | 5 | КПП-1 ввод В-7 10 кВ | ТЛШ-10
Ктт = 5000/1
Кл. т. 0,2S
Рег. № 11077-07 | TDC 4
Ктн = 10000/√3/100/√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07 | | 6 | КПП-1 ввод В-8 10 кВ | ТЛШ-10
Ктт = 5000/1
Кл. т. 0,2S
Рег. № 11077-07 | TDC 4
Ктн = 10000/√3/100/√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07 | | 7 | КПП-1 10 кВ РУ-10 кВ 1 СШ-10 кВ яч.13 | ТЛК-10
Ктт = 200/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 9143-06 | НАМИТ-10
Ктн = 10000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04 | | 8 | КПП-1 10 кВ РУ-10 кВ 2 СШ-10 кВ яч.18 | ТЛК-10
Ктт = 200/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 9143-06 | НАМИТ-10
Ктн = 10000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04 |
Продолжение таблицы 2
| Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | | Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности, (±), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±),% | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 1,2,3,4,5,6 | Активная | 0,61,0 | 1,32,3 | | 7,8 | Активная | 1,21,9 | 2,64,2 | | Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р = 0,95
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosφ=0,8 (sinφ=0,6), токе ТТ, равном 100 % от Iном для нормальных условий, и при cosφ=0,8 (sinφ=0,6), токе ТТ, равном 2 % от Iном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 5 до 35 °С. |
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности, (±), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±),% | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 1,2,3,4,5,6 | Активная | 0,61,0 | 1,32,3 | | 7,8 | Активная | 1,21,9 | 2,64,2 | | Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р = 0,95
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosφ=0,8 (sinφ=0,6), токе ТТ, равном 100 % от Iном для нормальных условий, и при cosφ=0,8 (sinφ=0,6), токе ТТ, равном 2 % от Iном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 5 до 35 °С. |
Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество измерительных каналов | 8 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды , °С
- частота, Гц | от 98 до102
от 100 до 120
0,8
от +21 до +25
50 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos( (sin()
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды для счетчиков, °С:
- температура окружающей среды для сервера, °С:
- атмосферное давление, кПа
- относительная влажность, не более ,%
- частота, Гц | от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк
от -40 до +70
от 5 до +35
от 10 до +30
от 80 до 106,7
98
от 49,6 до 50,4 | | | | Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики ЕвроАльфа:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчики СЭТ-4ТМ.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 80000
2
90000
2
50000
0,5 | | Глубина хранения информации
Счетчики:
ЕвроАльфа:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
СЭТ-4ТМ.03:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 336
113,7
3,5 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. | | 1 | 2 | 3 | | Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 12 | | Ттрансформатор напряжения | TDC 4 | 12 | | Счетчик электрической энергии многофункциональный | EA02RALX-P4-BN-3 | 6 | | Устройство синхронизации системного времени | NTР-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ" | 1 | | Сервер | DEPO Race S440H | 1 | | ПО | АльфаЦентр | 1 | | Документация | | Методика поверки | МП 26.51.43-04-3443124794-2018 | 1 | | Формуляр | ФО 22498673.422231.18/010 | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 26.51.43-04-3443124794-2018. "Система автоматизи-рованная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АО "РУСАЛ Урал" Филиал "РУСАЛ Волгоград". Измерительные каналы. Методика поверки", утвержденному ФБУ "Самарский ЦСМ" 07.06.2018 г.
Основные средства поверки:
ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТM.03 по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к документу ИЛГШ.411152.124 РЭ "Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации", методика поверки согласована ГЦИ СИ ФБУ "Нижегородский ЦСМ" 10.09.2004 г.;
Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа по документу "ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки №026/447-2007", согласованной ГЦИ СИ ФГУ "Ростест-Москва" в сентябре 2007 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 27008-04);
термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
мультиметр "Ресурс-ПЭ-5" (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью "Центр энерготехнологий ТЭС"
(ООО "Центр энерготехнологий ТЭС")
ИНН 3443124794
Адрес: 400117, г. Волгоград, ул. Шекснинская, д.42, оф.108
Телефон: (8442) 26-42-38, факс: (8442) 50-58-95
|
| Испытательный центр | ФБУ "Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области" (ФБУ Самарский ЦСМ)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134
Телефон: 8 (846) 336-08-27, факс: 8 (846) 336-15-54
E-mail: referent@samaragost.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
|
| |
