Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал АО "РУСАЛ Урал" в Надвоицах "Объединенная компания РУСАЛ Надвоицкий алюминиевый завод"
- ИП Тихонравов Виталий Анатольевич, г. Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:92714-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал АО «РУСАЛ Урал» в Надвоицах «Объединенная компания РУСАЛ Надвоицкий алюминиевый завод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) Филиал АО «РУСАЛ Урал» в Надвоицах «Объединенная компания РУСАЛ Надвоицкий алюминиевый завод», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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 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 GPRS/GSM-модем или на преобразователи интерфейсов и далее по каналам связи поступает на сервер БД верхнего, второго уровня системы, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.
Передача информации производится через второй уровень системы или через удаленный АРМ субъекта ОРЭМ в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде xml-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со второго уровня настоящей системы или с АРМ энергосбытовой организации по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet.
Сервер БД имеет возможность принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера со шкалой времени УСВ осуществляется во время сеанса связи с УСВ не реже 1 раза в сутки. При наличии расхождения шкалы времени сервера БД со шкалой времени УСВ на ±1 с и более, сервер БД производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. При наличии расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера на ±1 с и более, сервер БД производит синхронизацию шкалы времени счетчиков с собственной шкалой времени сервера БД.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Маркировка заводского номера и даты выпуска АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на корпусе сервера ИВК, типографическим способом. Дополнительно заводской номер указывается в формуляре.
Заводской номер АИИС КУЭ: 001.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac_metrology2.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 39989384cc397c1b48d401302c722b02 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110 кВ НАЗ (ПС 3), РУ-10 кВ КПП-1, яч. 11, КЛ-10 кВ ф. 11 | ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1261-02 | 3НОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 84823-22 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 2 | ПС 110 кВ НАЗ (ПС 3), РУ-10 кВ КПП-2, яч. 4, КЛ-10 кВ ф. 4 | ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1261-02 | 3НОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
| 3 | ТП-7 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 6, КВЛ-10 кВ ф. 6 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 22192-03 | 3НОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,7 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | РП-15-2 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 0, КВЛ-10 кВ ф. 0 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 22192-03 | 3НОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-72 3НОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 84823-22 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,7 |
| 5 | ПС 110 кВ НАЗ (ПС 3), РУ-10 кВ КПП-1, яч. 21, КЛ-10 кВ ф. 21 | ТПОЛ Кл. т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 47958-16 | ЗНОЛ Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,7 | |
| 6 | ПС 110 кВ НАЗ (ПС 3), РУ-10 кВ КПП-2, яч. 20, КЛ-10 кВ ф. 20 | ТПОЛ Кл. т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 47958-16 | ЗНОЛ Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,7 | |
| 7 | ПС 110 кВ НАЗ (ПС 3), РУ-10 кВ КПП-1, яч. 14, КЛ-10 кВ ф. 14 | ТПЛ-НТЗ Кл. т. 0,5S Ктт 1500/1 Рег. № 69608-17 | ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 69604-17 | СЭТ-4ТМ.03М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,7 | |
| 8 | ПС 110 кВ НАЗ (ПС 3), РУ-10 кВ КПП-1, яч. 16, КЛ-10 кВ ф. 16 | ТПЛ-НТЗ Кл. т. 0,5S Ктт 1500/1 Рег. № 69608-17 | ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 69604-17 | СЭТ-4ТМ.03М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 9 | ПС 110 кВ НАЗ (ПС 3), РУ-10 кВ КПП-1, яч. 17, КЛ-10 кВ ф. 17 | ТПЛ-НТЗ Кл. т. 0,5S Ктт 1500/1 Рег. № 69608-17 | ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 69604-17 | СЭТ-4ТМ.03М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 84823-22 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,7 |
| 10 | ПС 110 кВ НАЗ (ПС 3), РУ-10 кВ КПП-2, яч. 16, КЛ-10 кВ ф. 16 | ТПЛ-НТЗ Кл. т. 0,5S Ктт 1500/1 Рег. № 69608-17 | ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 69604-17 | СЭТ-4ТМ.03М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,7 | |
| Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени (±Д), с | 5 | |||||||
| Примечания 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд, !=0,02(0,05)-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 10 от плюс 5 °C до плюс 35 °C. 4 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. 5 Допускается замена У СВ на аналогичные утвержденных типов. 6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 7 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 9 Допускается уменьшение количества ИК. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 10 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom | от 99 до 101 |
| - ток, % от Ihom | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС для счётчиков активной энергии: выполненных по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, | от +21 до +25 |
| ГОСТ 31819.22-2012 для счётчиков реактивной энергии: выполненных по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.23-2012, | от +21 до +25 |
| выполненных по ГОСТ 26035-83 | от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom | от 90 до 110 |
| - ток, % От Ihom | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | От 0,5 инд До 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС | от +5 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 180000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ 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. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ 10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-НТЗ | 12 |
| Трансформатор напряжения | 3НОЛ.06 | 12 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-НТЗ | 12 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.ОЗМ | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.ОЗ | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О1 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.ОЗМ.17 | 4 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Методика поверки | - | 1 |
| Формуляр | ТВА.411711.141.06.ЭД.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал АО «РУСАЛ Урал» в Надвоицах «Объединенная компания РУСАЛ Надвоицкий алюминиевый завод», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц по аттестации методик измерений RA.RU.312236 от 20.07.2017.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.