Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Раменский ГОК» 2-я очередь (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, двухуровневую 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 (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени, автоматизированное рабочее место (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 по проводным линиям связи поступает на соответствующий модем и далее по каналам связи стандарта GSM - на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера информация передаётся на АРМ энергосбытовой организации по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов установленного формата.
Передача информации от сервера или от АРМ энергосбытовой организации в программноаппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера, устройство синхронизации системного времени УССВ-2, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с УССВ-2 осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УССВ-2 на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3Е736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | Вид элек- триче- ской энер гии | Метрологические характеристики ИК |
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | Устрой ство синхро- | Сервер | Г раницы допускаемой основной отно- | Границы допускаемой относительной погреш- |
| | | | | | низации времени | | сительной погрешности, (±5) % | ности в рабочих условиях, (±5) % |
| | | ТПОЛ-10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | | | | Актив- | | |
| 1 | РУ-6 кВ «Фидерная», 1 с.ш 6 кВ, яч. 5 | Кл.т. 0,5 600/5 | Кл.т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | ная | 1,3 | 3,4 |
| | Рег. № 1261-59 Фазы: А; С | Рег. № 20186-05 Фазы: АВС | Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2,5 | 5,9 |
| | | ТПОЛ-10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | | | | Актив | | |
| 2 | РУ-6 кВ «Фидерная», 2 с.ш 6 кВ, яч. 9 | Кл.т. 0,5 600/5 | Кл.т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | ная | 1,3 | 3,4 |
| | Рег. № 1261-59 | Рег. № 20186-05 | Рег. № 64450-16 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 | | Реак | 2,5 | 5,9 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | НР 280 | тивная | | |
| 3 | РТП, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 6 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 | G2 | Актив ная | 1,3 | 3,2 |
| | Рег. № 1261-02 Фазы: А; С | Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С | Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| | | ТПОЛ-10 | ЗНОЛ.06-6У3 | | | | Актив | | |
| 4 | РТП, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 12 | Кл.т. 0,5 400/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | ная | 1,3 | 3,2 |
| | Рег. № 1261-02 Фазы: А; С | Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С | Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
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 !ном; cosj = 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 устройства синхронизации системного времени на аналогичное утвержденного типа, а также 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 4 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН и счетчиков для ИК №№ 1, 2, °С температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН и счетчиков для ИК №№ 3, 4, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -10 до +30 от +15 до +30 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УССВ-2: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000 2 74500 2 100000 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| для сервера: | |
| 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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (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 | ТПОЛ-10 | 8 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения измерительные | ЗНОЛ.06-6У3 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 4 |
| У стройства синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Сервер | НР 280 G2 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-120-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | АКУП.411711.007.ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-120-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Раменский ГОК» 2-я очередь. Методика поверки», утвержденному
ООО «ЭнергоПромРесурс» 04.12.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Раменский ГОК» 2-я очередь, свидетельство об аттестации № 137/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Раменский ГОК» 2-я очередь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
73959-19: Методика поверки МП ЭПР-120-2018Скачать11.9 Мб