Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сызранский НПЗ», 2 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 под управлением гипервизора VMware на базе закрытой облачной системы (сервер) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (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 в локальную вычислительную сеть (ЛВС) и далее на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от АРМ ООО «РН-Энерго» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной цифровой подписи 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 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 сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется каждые 60 мин, корректировка часов сервера производится при обнаружении расхождения часов сервера с УСВ.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время каждого сеанса связи со счетчиками, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину не менее ±1 с.
Журналы событий счетчиков 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 ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты
данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфе | ра» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | Сервер | Вид электри ческой энергии | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | ТШЛ-10У3 | НТМИ-6 У3 | | | | Актив | | |
| | ПС 110 кВ ГПП-1, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | I0N7650 | | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 1 | РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 | 3000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,2 | | | | | |
| | кВ, яч. 43 | Рег. № 3972-73 Фазы: А; В; С | Рег. № 51199-12 Фазы: АВС | Рег. № 22898-07 | | | Реактив ная | 2,2 | 4,4 |
| | | ТШЛ-10У3 | НТМИ-6 У3 | | | | Актив | | |
| | ПС 110 кВ ГПП-1, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | I0N7650 | | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 2 | РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 | 3000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,2 | | | | | |
| | кВ, яч. 56 | Рег. № 3972-73 Фазы: А; В; С | Рег. № 51199-12 Фазы: АВС | Рег. № 22898-07 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | VMware | Реактив ная | 2, 2 | 4, 4 |
| | | ТОП-0,66 | | | Актив | | |
| | ПС 110 кВ ГПП-1, ТСН-2 0,4 кВ | Кл.т. 0,2S | | I0N7650 | | ная | 0,5 | 1,5 |
| 3 | 100/5 | - | Кл.т. 0,2S/0,2 | | | | | |
| | Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С | | Рег. № 22898-07 | | | Реактив ная | 0,7 | 1,8 |
| | | ТОЛ-НТЗ-10 | ЗНОЛП-НТЗ-6 | | | | Актив | | |
| | ПС 110 кВ ГПП-2, | Кл.т. 0,5 S | Кл.т. 0,5 | I0N7650 | | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 4 | РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 | 2000/5 | 6000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,2 | | | |
| | кВ, яч. 11 | Рег. № 51679-12 Фазы: А; В; С | Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С | Рег. № 22898-07 | | | Реактив ная | 2, 2 | 4, 4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | ТОЛ-НТЗ-10 | ЗНОЛП-НТЗ-6 | | | | Актив | | |
| | ПС 110 кВ ГПП-2, | Кл.т. 0,5 S | Кл.т. 0,5 | ION7650 | | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 5 | РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 | 2000/5 | 6000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,2 | | | |
| | кВ, яч. 24 | Рег. № 51679-12 Фазы: А; В; С | Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С | Рег. № 22898-07 | | | Реактив ная | 2,2 | 4,4 |
| | ПС 6 кВ ТП-90а от ГПП-2, РУ-6 кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 12, ф.12 | ТЛК10-5 | НАМИТ-10 | | | | Актив | | |
| | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ION7650 | | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 6 | 100/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,2 | | | | | |
| | Рег. № 9143-01 | Рег. № 16687-97 | Рег. № 22898-07 | | | Реактив- | 2,2 | 4,4 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | ная | | |
| | ПС 6 кВ ТП-52а от ГПП-2, РУ-6 кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 12, КВЛ-6 кВ ф.12 | ТОЛ 10-1 | НАМИ-10 | | | | Актив | | |
| | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,2 | ION7330 | | | ная | 1,1 | 3,3 |
| 7 | 50/5 Рег. № 15128-96 Фазы: А; С | 6000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС | Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | VMware | Реактив ная | 1, 9 | 4, 3 |
| | | ТЛШ10 | НТМИ-6 У3 | | Актив | | |
| | ПС 110 кВ ГПП-1, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ION7650 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 8 | РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 | 3000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,2 | | | | | |
| | кВ, яч. 28 | Рег. № 11077-89 Фазы: А; В; С | Рег. № 51199-12 Фазы: АВС | Рег. № 22898-07 | | | Реактив ная | 2,2 | 4,4 |
| | | ТЛШ10 | НТМИ-6 У3 | | | | Актив | | |
| | ПС 110 кВ ГПП-1, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ION7650 | | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 9 | РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 | 3000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,2 | | | | | |
| | кВ, яч. 17 | Рег. № 11077-89 Фазы: А; В; С | Рег. № 51199-12 Фазы: АВС | Рег. № 22898-07 | | | Реактив ная | 2, 2 | 4, 4 |
| | | ТОП-0,66 | | | | | Актив | | |
| | ПС 110 кВ ГПП-1, ТСН-1 0,4 кВ | Кл.т. 0,2S | | ION7650 | | | ная | 0,5 | 1,5 |
| 10 | 100/5 | - | Кл.т. 0,2S/0,2 | | | | | |
| | Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С | | Рег. № 22898-07 | | | Реактив ная | 0,7 | 1,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 11 | ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 37 | ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 S 2000/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; В; С | ЗНОЛП-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С | ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | VMware | Актив ная Реактив ная | 1,1 2,2 | 3,0 4,4 |
| 12 | ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч. 56 | ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 S 2000/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; В; С | ЗНОЛП-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С | ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07 | Актив ная Реактив ная | 1,1 2,2 | 3,0 4,4 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях | ±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 для ИК №№ 3-5, 10-12 указана для тока 2 % от ^ом, для остальных ИК - для тока 5 % от ^ом; cos9 = 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 УСВ 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.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 12 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от Uном | от 95 до 105 |
| ток, % от !ном | |
| для ИК №№ 3-5, 10-12 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | 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: | от 90 до 110 |
| напряжение, % от ином | |
| ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| для ИК №№ 3-5, 10-12 | от 5 до 120 |
| для остальных ИК | от 0,5 до 1,0 |
| коэффициент мощности СОБф | от 49,6 до 50,4 |
| частота, Гц | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от -4 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| для УСВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 9 |
| 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 счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера: параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков 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 | ТШЛ-10У3 | 6 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОП-0,66 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТЛК10-5 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10-1 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛШ10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 У3 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-НТЗ-6 | 12 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ION | 11 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер на базе закрытой облачной системы | VMware | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-279-2020 | 1 |
| Формуляр | ЭНПР.411711.044.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-279-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сызранский НПЗ», 2 очередь. Методика поверки», утвержденному
ООО «ЭнергоПромРесурс» 04.09.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчиков ION - по документу МП 2203-0066-2006 «Счетчики электрической энергии многофункциональные ION. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в декабре 2006 г.;
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);
- 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 АО «Сызранский НПЗ», 2 очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сызранский НПЗ», 2 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
80441-20: Методика поверки МП ЭПР-279-2020Скачать12.1 Мб