Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "ПС 220/110/10 кВ Афипский НПЗ" Изменение 1

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПС 220/110/10 кВ Афипский НПЗ» Изменение 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, 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 распределённой функцией измерений.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие

уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (СОЕВ) и каналообразующую аппаратуру.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (сервер БД), автоматизированное рабочее место, 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.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИИК № 1-4 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet, и далее по каналу связи сети Ethernet - на входы УСПД. Цифровой сигнал со счетчика ИИК № 5 по проводной линии связи интерфейса RS-232 поступает в GPRS-модем, и далее по сети Internet (протокол TCP/IP) передается в УСПД. В УСПД происходит накопление, хранение и передача полученных данных на верхний уровень системы посредством Ethernet-коммутатора по каналу связи сети Ethernet.

В АИИС КУЭ «ПС 220/110/10 кВ Афипский НПЗ» Изменение 1 на верхний уровень ежедневно передается информация по ИИК № 6 по сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 из АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Афипская» (заводской № 1254, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 59478-14).

На верхнем уровне системы (ИВК) осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчетных документов.

Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УССВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.

Сравнение показаний часов УСПД с УССВ-2 осуществляется 1 раз в 15 минут, корректировка часов УСПД производится при расхождении с УССВ-2 на величину более ±2 с.

Часы сервера БД синхронизированы с часами УСПД, сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется 1 раз в 30 минут, корректировка часов сервера выполняется автоматически при расхождении с часами УСПД на величину более ±2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК № 1-4 с часами УСПД производится во время сеанса связи (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±2 с. Сравнение показаний часов счетчика ИИК № 5 с часами УСПД производится во время сеанса связи (1 раз в 6 часов). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±2 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера БД реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа!ЦЕНТР». 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 «высокий» в соответствии с 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 ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

15.07.03

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС-220/110/10 кВ

AMT 245/1

SU 245/S

«Афипский НПЗ»,

Кл.т. 0,2S

Кл.т. 0,2

A1802RALXQV-

RTU-325L

Актив-

КРУЭ-220 кВ,

1000/1

220 00:/V3 / 100: V3

P4GB-DW-4

Зав. №

ная

0,6

1,4

1

Зав. № 15/145 312

Зав. № 15/145 342

Кл.т. 0,2S/0,5

009711

ВЛ-220 кВ

Зав. № 15/145 313

Зав. № 15/145 343

Зав. № 01294350

Рег. №

Реак-

1,1

2,5

Афипская -

Зав. № 15/145 314

Зав. № 15/145 344

Рег. № 31857-11

37288-08

тивная

Афипский НПЗ

Рег. № 37101-14

Рег. № 37115-14

ПС-220/110/10 кВ

AMT 245/1

SU 245/S

«Афипский НПЗ»,

Кл.т. 0,2S

Кл.т. 0,2

A1802RALXQV-

RTU-325L

Актив-

КРУЭ-220 кВ,

1000/1

220 00:/V3 / 100: V3

P4GB-DW-4

Зав. №

ная

0,6

1,4

2

Зав. № 15/145 306

Зав. № 15/146 630

Кл.т. 0,2S/0,5

009711

ВЛ-220 кВ

Зав. № 15/145 307

Зав. № 15/146 631

Зав. № 01294348

Рег. №

Реак-

1,1

2,5

Краснодарская ТЭЦ -

Зав. № 15/145 308

Зав. № 15/146 632

Рег. № 31857-11

37288-08

тивная

Афипский НПЗ

Рег. № 37101-14

Рег. № 37115-14

ПС-220/110/10 кВ

AMT 245/1

SU 245/S

«Афипский НПЗ»,

Кл.т. 0,2S

Кл.т. 0,2

A1802RALXQV-

RTU-325L

Актив-

КРУЭ-220 кВ,

1000/1

220 00:/V3 / 100: V3

P4GB-DW-4

Зав. №

ная

0,6

1,4

3

Зав. № 15/145 315

Зав. № 15/146 633

Кл.т. 0,2S/0,5

009711

ВЛ-220 кВ

Зав. № 15/145 316

Зав. № 15/146 634

Зав. № 01294349

Рег. №

Реак-

1,1

2,5

Кирилловская -

Зав. № 15/145 317

Зав. № 15/146 635

Рег. № 31857-11

37288-08

тивная

Афипский НПЗ

Рег. № 37101-14

Рег. № 37115-14

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

ПС-220/110/10 кВ «Афипский НПЗ», КРУЭ-220 кВ,

РРП 220 кВ

AMT 245/1 Кл.т. 0,2S 1000/1 Зав. № 15/145 339 Зав. № 15/145 340 Зав. № 15/145 341 Рег. № 37101-14

SU 245/S 220 000:V3 / 100:V3 Кл.т. 0,2 Зав. № 15/146 630 Зав. № 15/146 631 Зав. № 15/146 632 Рег. № 37115-14

SU 245/S 220 00:/V3 / 100: V3 Кл.т. 0,2 Зав. № 15/146 633 Зав. № 15/146 634 Зав. № 15/146 635 Рег. № 37115-14

A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01294347 Рег. № 31857-11

RTU-325L Зав. № 009711 Рег. № 37288-08

Актив

ная

Реак

тивная

0,6

1,1

1.4

2.5

5

ПС-220/110/10 кВ Афипская ОРУ-220 кВ,

КВЛ-220 кВ Афипская -Афипский НПЗ

ТВ-ЭК 220M1-0.2S-1000/5 УХЛ2 Кл.т. 0,2S 1000/5 Зав. № 17-10075 Зав. № 17-10073 Зав. № 17-10074 Рег. № 56255-14

НКФ-220-58У1 220 000:V3 / 100:V3 Кл.т. 0,5 Зав. № 4789 Зав. № 5007 Зав. № 5250 Рег. № 1382-60 НКФ-220-58 220 000:V3 / 100:V3 Кл.т. 0,5 Зав. № 5287 Зав. № 4768 Зав. № 4657 Рег. № 1382-60

A1802RALQ-P4GS-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01311909 Рег. № 31857-11

RTU-325L Зав. № 009711 Рег. № 37288-08

Актив

ная

Реак

тивная

0,8

1,6

1,6

2,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТВ-220

НКФ-220-58

ПС-220/110/10 кВ

Кл.т. 0,5

220 000:V3 / 100:V3

A1802RALQ-P4GВ-

Актив-

Афипская

1000/5

Кл.т. 0,5

DW-4

ИВК

ная

1,1

2,9

6

0РУ-220 кВ,

Зав. № 2499-1

Зав. № 4789

Кл.т. 0,2S/0,5

ПО «Альфа-

Зав. № 2499-2

Зав. № 5007

Зав. № 01179650

ЦЕНТР»

Реак-

2,3

4,3

ОМВ-220 кВ

Зав. № 2499-3

Зав. № 5250

Рег. № 31857-06

тивная

Рег. № 20644-05

Рег. № 1382-60

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 минут.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % 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. 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

6

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

от 95 до 105

ток, % от !ном

от 1 до 120

коэффициент мощности

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

от 90 до 110

ток, % от !ном

от 1 до 120

коэффициент мощности:

cos9

0,5 до 1,0

sin9

от 0,5 до 0,87

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения

счетчиков, °С

от 0 до +40

температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С

от +10 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

среднее время восстановления работоспособности, ч

для RTU-325L (регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде 37288-08)

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УССВ-2:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

24

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

74500

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

счетчики:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

180

сут, не менее

при отключении питания, лет, не менее

5

УСПД:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

45

сут, не менее

при отключении питания, лет, не менее

3,5

сервер:

хранение результатов измерений и информации состояний

3,5

средств измерений, лет, не менее

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 счетчика:

параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

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);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

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 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

1

2

3

Трансформаторы тока

AMT 245/1

12 шт.

Трансформаторы тока

ТВ-ЭК

3 шт.

Трансформаторы тока

ТВ-220

3 шт.

Трансформаторы напряжения

SU 245/S

9 шт.

Трансформаторы напряжения

НКФ-220-58

6 шт.

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

6 шт.

Устройства сбора и передачи данных

RTU-325L

1 шт.

Устройства синхронизации системного времени

УССВ-2

1 шт.

Сервер

HP DL380p Gen8

1 шт.

Методика поверки

МП КЦСМ-145-2017

1 экз.

Паспорт-формуляр

ЦЭДК.411711. 070.ПФ

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП КЦСМ-145-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПС 220/110/10 кВ Афипский НПЗ» Изменение 1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 13.10.2017 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

-    ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

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

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

-    счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;

-    RTU-325L - в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным руководителем ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);

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

-    термогигрометр CENTER (мод.314) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

-    прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор-3.3Т» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 31953-06).

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 эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПС 220/110/10 кВ Афипский НПЗ» Изменение 1

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

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

Развернуть полное описание