Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго" (Астраханская ТЭЦ-2). ВЛ-110 кВ Юбилейная

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1942 п. 59 от 08.12.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго» (Астраханская ТЭЦ-2). ВЛ110 кВ Юбилейная (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональный счетчик активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчик), 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) RTU-325 (Госреестр № 37288-08), устройство синхронизации времени (УСВ) на базе приемника GPS-сигналов УССВ-16HVS, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер Астраханская ТЭЦ-2 (далее по тексту - сервер АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места (АРМ), совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к

е диному календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех измерительных каналах;

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

- передача результатов измерений в заинтересованные организации;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.

Цифровой сигнал с выхода счетчика посредством линий связи RS-485 поступает в УСПД.

УСПД осуществляет сбор, обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), хранение результатов измерений и автоматическую передачу накопленных данных в сервер АИИС КУЭ по каналу связи Ehternet.

Сервер АИИС КУЭ осуществляет обработку полученной измерительной информации, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, сервера АИИС КУЭ.

Сравнение показаний часов УСПД и УССВ-16HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов УСПД и УССВ-16HVS осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УССВ-16HVS на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД и АИИС КУЭ происходит с цикличностью один раз в сутки. Синхронизация часов УСПД и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчика и УСПД происходит с цикличностью один раз в 30 минут. Синхронизация часов счетчика и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО УСПД, ПО серверов. Программые средства серверов АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1

Идентификационное наименование ПО

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Amrserver. exe

3.20.0.0

50c47e957e99ebb4de99f44dff1590f5

MD5

Атгс.ехе

0b6f137f6d8e7da973b2915633db546b

MD5

Amra.exe

75718b053ef7c5e854b87faffc72a192

MD5

Cdbora2.dll

0ad7e99fa26724e65102e215750c655a

MD5

alphamess. dll

0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c

MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Лист № 3

Всего листов 6

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

№ ИИК

Наименование объекта

Состав ИИК

Вид элек-троэнер-гии

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ВЛ-110 кВ Юбилейная

ТРГ-110

Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 6197 Зав. № 6199 Зав. № 6198

Госреестр № 26813-06

НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/100 Зав. № 23036 Зав. № 22824 Зав. № 21422 Госреестр № 14205-11

А1802 RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01249247 Госреестр № 31857-11

RTU-325 Зав. № 001121

Госреестр № 3728808

сервер АИИС КУЭ

Активная Реактивная

Таблица 3

Номер ИИК

cos ф

Пределы допускаемой относительой погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, %

I 1(2) % < IH3M < I 5%

I 5 % < 1изм < I 20%

I 20 % < IH3M < I 100%

I 100 % < IH3M < I 120%

1

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)

1,0

±1,3

±1,0

±0,9

±0,9

0,9

±1,4

±1,1

±1,0

±1,0

0,8

±1,5

±1,2

±1,1

±1,1

0,7

±1,7

±1,3

±1,2

±1,2

0,5

±2,4

±1,8

±1,6

±1,6

Номер ИИК

cos ф

Пределы допускаемой относительой погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, %

I 1(2) % < 1изм < I 5%

I 5 % < IH3M < I 20%

I 20 % < IH3M < I 100%

I 100 % < IH3M < I 120%

1

(ТТ 0,2S; ТН 0,5;

Счетчик 0,5)

0,9

±2,4

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±2,4

±1,3

±1,2

±1,2

0,7

±2,4

±1,1

±1,0

±1,0

0,5

±2,4

±0,9

±0,8

±0,8

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 51(2)%q для соБф<1,0 нормируется от I2%.

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-Uhom;

- сила тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;

- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином;

- сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном.

температура окружающей среды:

- для счетчика электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п.  6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

- УССВ 16HVS - среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;

- УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчика Тв < 2 часа;

- для УСПД Тв < 2 часа;

- для сервера Тв < 1 час;

- для компьютера АРМ Тв < 1 час;

- для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, УСПД, сервере, АРМ;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

- защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

- фактов параметрирования счетчика;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции времени.

в журнале УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД(функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - 35 суток;

Лист № 5

Всего листов 6

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом. Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4

Наименование

Тип

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТРГ-110

3

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57У1

3

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

А1802 RALXQV-P4GB-DW-4

1

Коммутатор

3COM

1

УСПД

RTU-325

1

Устройство синхронизации системного времени

УССВ

1

GSM-модем

Siemens TC35i

1

Модем

Zyxel U-336E+

1

Сервер ИВК

Compag DL380R04 Xeon 3.0 GHz

1

Методика поверки

МП 1903/550-2014

1

Паспорт - формуляр

5705-024-13-АИС.ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1903/550-2014  «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго» (Астраханская ТЭЦ-2). ВЛ-110 кВ Юбилейная. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2014 года.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчика - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электроэнергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2011 г.;

- УСПД - по методике поверки по методике ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго» (Астраханская ТЭЦ-2). ВЛ-110 кВ Юбилейная». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1388/550-01.00229-2014 от 03.09.2014г.

Нормативные документы

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

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

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание