Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Красноярской БЕ АО "Полюс Красноярск" в части генерации. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Красноярской БЕ АО "Полюс Красноярск" в части генерации

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Красноярской БЕ АО «Полюс Красноярск» в части генерации (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 трехуровневую 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру;

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (сервер БД), сервер энергосбытовой организации, устройство синхронизации времени (УСВ), УСПД с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД уровня ИВКЭ, где выполняется обработка, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации. Далее измерительная информация от УСПД уровня ИВКЭ при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД уровня ИВК, где осуществляется обработка измерительной информации, формирование и передача полученных данных на сервер БД, где выполняется формирование и хранение полученных данных.

Также УСПД уровня ИВК при помощи технических средств приема-передачи данных передает измерительную информацию по средствам межсерверного обмена с использованием выделенного канала связи по протоколу TCP/IP или в формате xml-файлов в соответствии с регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) на сервер энергосбытовой организации, где осуществляется обработка, формирование и хранение полученных данных, оформление отчетных документов.

Передача информации от сервера энергосбытовой организации в программноаппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭМ 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 УСПД, часы сервера БД и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов УСПД уровня ИВК с УСВ осуществляется во время сеанса связи (1 раз в 30 мин.). Корректировка часов УСПД производится автоматически независимо от величины расхождения.

Сравнение показаний часов сервера БД с УСВ осуществляется каждые 30 мин. Корректировка часов сервера БД производится независимо от величины расхождения.

Сравнение показаний часов УСПД уровня ИВКЭ с часами УСПД уровня ИВК осуществляется во время сеанса связи (1 раз в 30 мин.). Корректировка часов УСПД уровня ИВКЭ производится автоматически при расхождении более ±1 с.

Сравнение часов счетчика с часами УСПД уровня ИВКЭ осуществляется во время каждого сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний часов счетчика и УСПД более ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 133.8, указывается в формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Красноярской БЕ АО «Полюс Красноярск» в части генерации.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Вид

Границы

Границы до-

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

УСВ

Сервер

элек-

тро-

энер

гии

допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

пускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ДГУ-4 яч. 9/1 с.ш. КРУ-6 кВ ТП-31

TPU 40.23 Кл.т. 0,5 600/5

TJP 4.0 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

1,1

3,0

ДЭС 17,2 МВт

Рег. № 54667-13 Фазы: А; В; С

Рег. № 54666-13 Фазы: А; В; С

RTU-

325L

Реак

тивная

2,3

4,6

TPU 40.23

TJP 4.0

A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Рег. №

HP Proliant DL180 G6

Актив-

2

ДГУ-5 яч. 7/1 с.ш. КРУ-6 кВ ТП-31

Кл.т. 0,5 600/5

Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

37288-08

ЭНКС-2 Рег. №

ная

1,1

3,0

ДЭС 17,2 МВт

Рег. № 54667-13 Фазы: А; В; С

Рег. № 54666-13 Фазы: А; В; С

RTU-

327L

37328-15

Реак

тивная

2,3

4,6

3

ДГУ-6 яч. 8/2 с.ш. КРУ-6 кВ ТП-31

TPU 40.23 Кл.т. 0,5 600/5

TJP 4.0 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Рег. № 41907-09

Актив

ная

1,1

3,0

ДЭС 17,2 МВт

Рег. № 54667-13 Фазы: А; В; С

Рег. № 54666-13 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

2,3

4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

4

ДГУ-7 яч. 10/2 с.ш. КРУ-6 кВ ТП-31 ДЭС 17,2 МВт

TPU 40.23 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 54667-13 Фазы: А; В; С

TJP 4.0 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

Рег. № 54666-13 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325L Рег. № 37288-08

RTU-327L Рег. № 41907-09

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

HP Proliant DL180 G6

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

5

ТГ-1 яч. 6/1 с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ № 1

ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 800/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; В; С

ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

6

ТГ-2 яч. 14/2 с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ № 1

ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 800/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; В; С

ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

7

ТГ-3 яч. 20/3 с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ № 1

ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 800/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; В; С

ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

8

ТГ-1 яч. 6/1 с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ № 2

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С

ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

Рег. № 35956-07 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

9

ТГ-2 яч. 8/1 с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ № 2

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С

ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

Рег. № 35956-07 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325L Рег. № 37288-08

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

HP Proliant

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

10

ТГ-3 яч. 18/2 с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ № 2

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С

ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

Рег. № 35956-07 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-327L Рег. № 41907-09

DL180

G6

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU), с

±5

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 1ном; соБф = 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 УСПД и УСВ на аналогичные утвержденного типа. Допускается 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

10

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

от 95 до 105

ток, % от !ном

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:

напряжение, % от Uном

от 90 до 110

ток, % от !ном

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения

счетчиков, °С

от +10 до +30

температура окружающей среды в месте расположения УСПД и

сервера, °С

от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСПД типа RTU-325L:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

24

для УСПД типа RTU-327L:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

250000

среднее время восстановления работоспособности, ч

24

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

180

при отключении питания, лет, не менее

30

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

5

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3, 5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени;

пропадание и восстановление связи со счетчиком.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчиков электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (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

TPU 40.23

12

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-1

9

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

9

Трансформаторы напряжения

TJP 4.0

12

Трансформаторы напряжения измерительные

ЗНОЛ.06-6У3

9

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-6

6

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

12

Устройства сбора и передачи данных

RTU-325L

3

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327L

1

Блок коррекции времени

ЭНКС-2

1

Сервер БД

HP Proliant DL180 G6

1

Сервер энергосбытовой организации

-

1

Формуляр

ЭНСТ.411711.133.8.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Красноярской БЕ АО «Полюс Красноярск» в части генерации», аттестованном

ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312078.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе, автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Красноярской БЕ АО «Полюс Красноярск» в части генерации

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

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

Правообладатель

Акционерное общество «Полюс Красноярск» (АО «Полюс Красноярск»)

ИНН 2434000335

Адрес: 660075, г. Красноярск, ул. Маерчака, 10

Юридический адрес: 663282, Красноярский край, Северо-Енисейский район, городской поселок Северо-Енисейский, улица Белинского, дом 2б Телефон (факс): (391) 290-61-03 Web-сайт: polyus.com E-mail: reception@polyus.com

Развернуть полное описание