Технические и метрологические характеристики СИ - Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сибур-Нефтехим" (3-я очередь) (Нет данных)
измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УССВ-35LVS.
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) Альфа-Центр.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформле-
Лист № 2 Всего листов 9 ние отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР » версии v.11.07, в состав которого вхо -дят программы, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО Альфа-Центр.
Центр», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595-10. ПО «Альфа Центр» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Наименование программного обес- |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспе- |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора про- |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
ПО
«Альфа-
ЦЕНТР» |
Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C: \alphacenter\exe) |
Am-
rserver. exe |
Версия
11.07 |
e357189aea0466e98b0
221dee68d1e12 |
MD5 |
|
драйвер ручного опроса счётчиков и УСПД |
Amrc.exe |
745dc940a67cfeb3a1b
6f5e4b17ab436 |
|
драйвер автоматического опроса счётчиков и УСПД |
Amra.exe |
ed44f810b77a6782abd
aa6789b8c90b9 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Состав 1-го и 2-го уровненей измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК |
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УС11Д |
Основная по-грешность, % |
По-
грешнос ть в рабочих услови- |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ях9 % |
|
Г1II1-2 Пропилен ЗРУ-6 кВ |
|
65 |
Г1III-2 “Пропилен”, ЗРУ-6 кВ,
I секция, яч.1 Ввод с Т-1 |
ТПШЛ-10
Кл. т. 0,5
3000/5
Зав. № 2093; Зав. № 2070; Зав. № 2034 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № РТТУ |
EA05RL-B-3
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01057325 |
RTU-325 Зав. № 001548 |
активная реактивная |
±1,2
±2,8 |
±3,3
±5,7 |
|
66 |
Г1II1-2 “Пропилен”, ЗРУ-6 кВ, II секция яч.10 Ввод с Т-2 |
ТПШЛ-10
Кл. т. 0,5 3000/5
Зав. № 1553; Зав. № 1843; Зав. № 7460 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № УХЕТ |
EA05RL-B-3
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01057334 |
RTU-325 Зав. № 001548 |
активная реактивная |
±1,2
±2,8 |
±3,3
±5,7 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
67 |
ГПП-2 “Пропи
лен”, ЗРУ-6 кВ,
III секция яч.29
Ввод с Т-2 |
ТПШЛ-10
Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 150; Зав. № 684;
Зав. № 755 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № РТТК |
EA05RL-B-3
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01057330 |
RTU-325
Зав. № 001548 |
активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±3,3
±5,7 |
|
68 |
ГПП-2 “Пропи
лен”, ЗРУ-6 кВ,
1Усекция яч.36
Ввод с Т-2 |
ТПШЛ-10
Кл. т. 0,5 3000/5
Зав. № 211; Зав. № 216; Зав. № 277 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № УПУХ |
EA05RL-B-3
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01057335 |
RTU-325
Зав. № 001548 |
активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±3,3
±5,7 |
|
69 |
ГПП-2 “Пропилен”, ЗРУ-6 кВ яч.5, ТСН1 |
ТОП-0,66
Кл. т. 0,5S 200/5
Зав. № 3017454; Зав. № 3017504; Зав. № 3017485 |
- |
EA05RL-B-4
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01075671 |
RTU-325
Зав. № 001548 |
активная
реактивная |
±1,0
±2,4 |
±3,3
±5,6 |
|
70 |
ГПП-2 “Пропилен”, ЗРУ-6 кВ яч.14, ТСН2 |
ТОП-0,66
Кл. т. 0,5S 200/5
Зав. № 2125242; Зав. № 2125258; Зав. № 2124952 |
- |
EA05RL-B-4
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01075668 |
RTU-325
Зав. № 001548 |
активная
реактивная |
±1,0
±2,4 |
±3,3
±5,6 |
Примечания:
-
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
-
3. Нормальные условия эксплуатации:
-
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;
-
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; УСПД - от + 10 °С до + 30 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
-
- для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
-
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
-
- для счетчиков электроэнергии:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos j(sinj) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
-
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии «ЕвроАльфа» от минус 40 °C до плюс 70 °C;
-
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С;
-
6. 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 «Сибур-Нефтехим» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- электросчётчик «ЕвроАльфа» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 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, параметрирова-нии:
-
- 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:
Глубина хранения информации:
-
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 125 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 - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
-
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
