Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Красноярской БЕ АО «Полюс Красноярск» в части генерации (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.
Описание
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 устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (сервер БД), сервер энергосбытовой организации, устройство синхронизации времени (УСВ), УСПД с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), 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 уровня ИВКЭ, где выполняется обработка, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации. Далее измерительная информация от УСПД уровня ИВКЭ при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД уровня ИВК, где осуществляется обработка измерительной информации, формирование и передача полученных данных на сервер БД, где выполняется формирование и хранение полученных данных.
Также УСПД уровня ИВК при помощи технических средств приема-передачи данных передает измерительную информацию по средствам межсерверного обмена с использованием выделенного канала связи по протоколу TCP/IP или в формате xml-файлов в соответствии с регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) на сервер энергосбытовой организации, где осуществляется обработка, формирование и хранение полученных данных, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера энергосбытовой организации в программноаппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭМ 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 БД 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 уровня ИВК с УСВ осуществляется во время сеанса связи (1 раз в 30 мин.). Корректировка часов УСПД производится автоматически независимо от величины расхождения.
Сравнение показаний часов сервера БД с УСВ осуществляется каждые 30 мин. Корректировка часов сервера БД производится независимо от величины расхождения.
Сравнение показаний часов УСПД уровня ИВКЭ с часами УСПД уровня ИВК осуществляется во время сеанса связи (1 раз в 30 мин.). Корректировка часов УСПД уровня ИВКЭ производится автоматически при расхождении более ±1 с.
Сравнение часов счетчика с часами УСПД уровня ИВКЭ осуществляется во время каждого сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний часов счетчика и УСПД 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 133.8, указывается в формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Красноярской БЕ АО «Полюс Красноярск» в части генерации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| 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
| | | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
| | | | | | | | | Вид | Границы | Границы до- |
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | УСВ | Сервер | элек- тро- энер гии | допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | пускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 1 | ДГУ-4 яч. 9/1 с.ш. КРУ-6 кВ ТП-31 | TPU 40.23 Кл.т. 0,5 600/5 | TJP 4.0 Кл.т. 0,5 6300/V3/100/V3 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | | Актив ная | 1,1 | 3,0 |
| | ДЭС 17,2 МВт | Рег. № 54667-13 Фазы: А; В; С | Рег. № 54666-13 Фазы: А; В; С | RTU- 325L | | | Реак тивная | 2,3 | 4,6 |
| | | TPU 40.23 | TJP 4.0 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Рег. № | | HP Proliant DL180 G6 | Актив- | | |
| 2 | ДГУ-5 яч. 7/1 с.ш. КРУ-6 кВ ТП-31 | Кл.т. 0,5 600/5 | Кл.т. 0,5 6300/V3/100/V3 | 37288-08 | ЭНКС-2 Рег. № | ная | 1,1 | 3,0 |
| | ДЭС 17,2 МВт | Рег. № 54667-13 Фазы: А; В; С | Рег. № 54666-13 Фазы: А; В; С | RTU- 327L | 37328-15 | Реак тивная | 2,3 | 4,6 |
| 3 | ДГУ-6 яч. 8/2 с.ш. КРУ-6 кВ ТП-31 | TPU 40.23 Кл.т. 0,5 600/5 | TJP 4.0 Кл.т. 0,5 6300/V3/100/V3 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Рег. № 41907-09 | | | Актив ная | 1,1 | 3,0 |
| | ДЭС 17,2 МВт | Рег. № 54667-13 Фазы: А; В; С | Рег. № 54666-13 Фазы: А; В; С | | | | Реак тивная | 2,3 | 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 4 | ДГУ-7 яч. 10/2 с.ш. КРУ-6 кВ ТП-31 ДЭС 17,2 МВт | TPU 40.23 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 54667-13 Фазы: А; В; С | TJP 4.0 Кл.т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 54666-13 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325L Рег. № 37288-08 RTU-327L Рег. № 41907-09 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | HP Proliant DL180 G6 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 5 | ТГ-1 яч. 6/1 с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ № 1 | ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 800/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 6 | ТГ-2 яч. 14/2 с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ № 1 | ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 800/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 7 | ТГ-3 яч. 20/3 с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ № 1 | ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 800/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 8 | ТГ-1 яч. 6/1 с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ № 2 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 35956-07 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 9 | ТГ-2 яч. 8/1 с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ № 2 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 35956-07 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | HP Proliant | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 10 | ТГ-3 яч. 18/2 с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ № 2 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 35956-07 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-327L Рег. № 41907-09 | DL180 G6 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС 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 указана для тока 5 % от 1ном; соБф = 0,8инд.
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. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденного типа. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 10 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Uном | от 95 до 105 |
| ток, % от !ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Uном | от 90 до 110 |
| ток, % от !ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | 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, °С | от +10 до +30 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД и | |
| 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 типа RTU-325L: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для УСПД типа RTU-327L: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 250000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для УСВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| 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 | 30 |
| 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;
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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
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 | TPU 40.23 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-1 | 9 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | TJP 4.0 | 12 |
| Трансформаторы напряжения измерительные | ЗНОЛ.06-6У3 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | 6 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 12 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-325L | 3 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327L | 1 |
| Блок коррекции времени | ЭНКС-2 | 1 |
| Сервер БД | HP Proliant DL180 G6 | 1 |
| Сервер энергосбытовой организации | - | 1 |
| Формуляр | ЭНСТ.411711.133.8.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Красноярской БЕ АО «Полюс Красноярск» в части генерации», аттестованном
ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312078.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе, автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Красноярской БЕ АО «Полюс Красноярск» в части генерации
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Правообладатель
Акционерное общество «Полюс Красноярск» (АО «Полюс Красноярск»)
ИНН 2434000335
Адрес: 660075, г. Красноярск, ул. Маерчака, 10
Юридический адрес: 663282, Красноярский край, Северо-Енисейский район, городской поселок Северо-Енисейский, улица Белинского, дом 2б Телефон (факс): (391) 290-61-03 Web-сайт: polyus.com E-mail: reception@polyus.com
86545-22: Методика поверкиСкачать12.7 Мб