Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК Крымэнерго (ВЛ 330 кВ 2 часть)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК Крымэнерго (ВЛ 330 кВ 2 часть) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), 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 (ИВК) ГУП РК «Крымэнерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) в качестве встроенного в устройство сбора и передачи данных «ARIS MT210» (Рег. № 64151-16) (далее - УСПД) GPS-приемника сигналов точного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», другие смежные субъекты ОРЭ.

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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

-    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 верхний уровень системы (ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД в автоматическом режиме, с использованием ЭП, с помощью электронной почты по каналу связи через сеть Интернет по протоколу TCP/IP в соответствии с Приложением 11.1.1. «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния 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 ГУП РК Крымэнерго (ВЛ 330 кВ 2 часть) имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ на основе GPS-приемника сигналов точного времени, встроенного в УСПД и принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность внутренних часов УСВ не более ±1 мс. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД АИИС КУЭ. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ не более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и часов сервера БД не более чем на ±2 с.

АИИС КУЭ 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 Internet.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии 8.0 и выше, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

СВЕВ6Т6СА69318ВЕБ976Е08А2ВВ7814В

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» 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.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

м

о

Н

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

Наименование

объекта

ТТ

ТН

Счётчик

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

ПС 330 кВ Севастополь, ОРУ-

Т0ГФ-330 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/1 Рег. № 61432-15

НДКМ-330 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 330000:V3/100:V3 Рег. № 60542-15

А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

±0,6

±1,5

1

330 кВ, КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС -Севастополь №1

реактивная

±1,3

±2,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, 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 cosj = 0,8 инд, I = 0,02-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 от плюс 5 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 не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

5    Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичное утвержденного типа.

6    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносятся изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационнымидокументами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

1

Нормальные условия: параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    частота, Гц

-    коэффициент мощности cosj

-    температура окружающей среды, С

от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности

-    частота, Гц

-    температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

-    температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, С:

-    температура окружающей среды в месте расположения сервера, С

от 90 до 110 от 2 до 120

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

от 49,6 до 50,4 от -30 до +60

от -10 до +35

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика А1802RALXQ-P4GB-DW-4

-    среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч

120000

2

70000

1

Глубина хранения информации Электросчетчики:

-    тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

-    при отключении питания, лет, не менее

114

30

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 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;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    электросчетчика;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (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 титульные листы эксплуатационной документации 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

ТОГФ-330

3

Трансформатор напряжения

НДКМ-330 УХЛ1

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

А1802RALXQ-P4GB-DW-4

1

Устройство синхронизации времени

встроенное в УСПД ARIS МТ210

1

Сервер

Сервер баз данных Aquarius ARRAY FS30 E2F82-D316

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП 064-2018

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.534.2 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 064-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК Крымэнерго (ВЛ 330 кВ 2 часть). Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект»

09.10.2018 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков А1802RALXQ-P4GB-DW-4- по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    УСПД ARIS МТ210 - по документу ПБКМ.424359.009 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS МТ210. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 30 марта 2016 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

-    метеометр МС 200А, Рег. № 27468-04.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК Крымэнерго (ВЛ 330 кВ 2 часть), аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе АИИС КУЭ ГУП РК Крымэнерго (ВЛ 330 кВ 2 часть)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание