Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Гайский ГОК" с Изменением №1

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Гайский ГОК» с Изменением № 1 является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Гайский ГОК», Свидетельство об утверждении типа № RU.E.34.004.A № 34365, регистрационный № 39899-08 и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 36 - 41.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Г айский ГОК» с Изменением № 1 (далее АИИС КУЭ ОАО «Гайский ГОК») предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Г айский ГОК»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ ОАО «Гайский ГОК» представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ ОАО «Г айский ГОК» решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

-    периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ ОАО «Гайский ГОК» данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ОАО «Гайский ГОК»;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ОАО «Гайский ГОК»;

-    автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ОАО «Гайский ГОК» (коррекция времени).

АИИС КУЭ ОАО «Гайский ГОК» включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и

0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности

0,5 и 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S и 0,5S для активной электроэнергии и 0,5 для реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, класса точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии; и счетчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАЛЬФА класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 для ак-

лист № 2 всего листов 7

тивной электроэнергии, 0,5 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (6 точек измерений).

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает в себя устройства сбора и передачи данных УСПД 1 и УСПД 2 типа RTU-325, устройство синхронизации системного времени УССВ-35НУБ.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по вторичным измерительным цепям 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 3- х и 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи 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 по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется через измерительно-вычислительный комплекс учета электроэнергии ЗАО «Энергопромышленная компания» (регистрационный № 52065-12). Передача информации в ИВК ЗАО «Энергопромышленная компания» осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источники сигналов точного времени - два устройства синхронизации системного времени УССВ-35НУБ (УССВ-1, УССВ-2) на базе GPS-приемников, входящие в состав ИВКЭ и подключенные к УСПД (УСПД-1, УСПД-2), расположенным соответственно в Инженерном корпусе и Г1111-4), встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков.

Часы УСПД-1, УСПД-2 синхронизированы со временем УССВ-1, УССВ-2 соответственно, коррекция времени происходит 1 раз в час допустимое рассогласование ± 2 с. Сличение времени счетчиков по времени УСПД 1 и УСПД 2 осуществляется каждые тридцать минут. Коррекция времени в счетчиках производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования более ± 2 с. Сличение времени сервера БД с временем УСПД-1, осуществляется при каждом сеансе связи. Коррекция времени в сервере БД производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования более ±2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Гайский ГОК» используется ПО «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. 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 «сред-лист № 3 всего листов 7

ний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице

1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ± 1 единицы младшего разряда.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Гайский ГОК» и их основные метрологические характеристики_

Метрологические характеристики ИК

и

и

г

р

е

н

э

о

р

т

к

е

л

э

д

и

В

Состав ИК

Наименование объекта и номер точки измере-

ний2

и ьо тл тсс о н

ш еч ро гб оа ИЗ ^

0

пя ,ь

1    &

но

вн

§ S 5 £

О &

р

е

в

р

е

С

у

х

и

к ю

П

С

У

Счетчик

ТТ

ТН

Актив

ная,

Реак

тивная

ГПП-4

110/6 кВ, ОРУ 110кВ, Обходной выключатель (яч5)

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.

0,2S/0,5

EMF-123 110000/V3/ 100/V3 Кл.т. 0,2

± 0,5 ± 1,2

± 1,3 ± 2,2

1МВ-123

400/5 Кл.т. 0,2S

39

Т

5

2

3

-

U

н

R

5

0

5

3

Актив

ная,

Реак

тивная

НАЛИ-

СЭЩ-6

6000/ 100 Кл.т. 0,5

ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т. 0,5S

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т.

0,5S/1,0

ГПП-4

110/6кВ, ЗРУ-6кВ, яч. № 1.4

± 1,1

± 2,7

± 3,0 ± 5,1

40

й

<й

о

Актив

ная,

Реак

тивная

ГПП-2, ЗРУ 6кВ, Фидер 6 кВ «Ввод на ЦРП-2» (яч.25)

5

2

3

-

U

н

R

НТМИ-6 6000/ 100 Кл.т. 0,5

± 1,1

± 2,7

± 3,5 ± 5,9

EA05RL-B-4

Кл.т.

0,5S/1,0

ТПЛ-10

200/5 Кл.т. 0,5

41

лист № 5 всего листов 7

таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.

7. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    электросчётчик ЕвроАльфа- среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности (1в) не более 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М- среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности (1в) не более 2 ч;

-    УСПД RTU 325T- среднее время наработки на отказ не менее Т = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности (1в) не более 2 ч;

-    УСПД RTU 325- среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности (1в) не более 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера.

Защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметриро-вании:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчике - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113,7 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - хранение результатов измерений 210 суток;

-    сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Г айский ГОК» с Изменением № 1.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Гайский ГОК» с Изменением №1 определяется проектной документацией на создание первоначальной и добавленной частей АИИС КУЭ ОАО «Гайский ГОК», а также паспортом-формуляром № ЭПК130/04-1.ФО.01, в который входит полный перечень технических средств, из которых комплектуются основные и добавленные измерительные каналы АИИС КУЭ ОАО «Гайский ГОК».

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Гайский ГОК», в части дополнительных ИК, указана в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

В комплект поставки входит методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Гайский ГОК» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки».

Поверка

осуществляется по документу МП 39899-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Гайский ГОК» с Изменением №1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 30 июня 2015г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

-    счетчик ЕвроАльфа - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП» согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва»;

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по

лист № 7 всего листов 7

эксплуатации. Часть 2.Методика поверки» утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012г.;

-    УСПД RTU-325Т - по методике поверки «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП»;

-    УСПД RTU - 325 - по методике поверки «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300». Методика поверки» ДИЯМ.466453.005 МП;

-    радиочасы МИР РЧ-01 регистрационный № 27008-04.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Гайский ГОК» № ЭПК130/04-1.ФО.01.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Гайский ГОК» с Изменением №1

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 34.601-90    «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». ГОСТ 22261-94    Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия.

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