Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПСП АО «ННК-Хабаровский НПЗ» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения результатов измерений.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер БД), обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений, устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Каждые 30 минут сервер уровня ИВК производит опрос цифровых счетчиков. Полученная информация записывается в память сервера, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных.
Сервер базы данных, с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос уровня ИИК. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию времени в АИИС КУЭ. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени УССВ -2.01 (УССВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS).
Синхронизация времени сервера происходит каждый час при сеансе связи с УССВ, коррекция производится при расхождении времени более чем на ±1 с.
Время счетчика синхронизируется от сервера при каждом опросе (каждые 30 минут), коррекция времени счетчиков проводится при расхождении времени счетчика и сервера более чем на ±2 с (программируемый параметр).
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции.
Программное обеспечение
Программные средства сервера АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) программное обеспечение (ПО), включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД), прикладное ПО «АльфаЦЕНТР» и криптографическое ПО.
Метрологически значимой частью ПО «АльфаЦЕНТР» является библиотека ac_metrology.dll, идентификационные данные которой представлены в таблице 1.
| Таблица 1 - Идентификационные данные прикладного ПО |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07.04 |
| Цифровой идентификатор метрологически значимой части ПО ac metrology.dll | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Защита ПО «АльфаЦЕНТР» и измерительной информации обеспечивается разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Средствами защиты данных при передаче являются шифрование данных и электронная цифровая подпись, обеспечиваемые программно-аппаратными средствами криптографической защиты информации.
Уровень защиты - средний, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав
ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Канал измерений | Состав АИИС КУЭ | | | Метрологические характеристики ИК |
| | | | Вид СИ, | | | Б я н « | | | | Относитель- |
| о, <и ме о к | | | класс точности, | | | | | Основная | ная погреш- |
| Диспетчерское | коэффициент трансформации, | | | УССВ | Вид энергии | относитель- | ность ИК в |
| наименование присоединения | регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства | | Обозначение, тип | н н К | ная погрешность ИК (±5), % | рабочих условиях эксплуата |
| | | | измерений (рег. №) | | | | | | | ции (±5), % |
| | | | GO ,5 о" II т К | А | ТОЛ-СЭЩ | | | | | |
| | | н н | Ктт = 400/5 | В | ТОЛ-СЭЩ | | | | | |
| | | | № 51623-12 | С | ТОЛ-СЭЩ | | | | | |
| | | К н | Кт = 0,5 | А | | | | | | 4,8 |
| | | Ктн = 10000/100 | В | НАЛИ-СЭЩ | 8000 | | | | |
| 1 | ПСП, | № 51621-12 | С | | | Активная | 1,1 | |
| | КРУМ-10, Ввод №1, яч. 5 | Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 | A1802RAL-P4GB -DW-4 | | УССВ-2 | Реактив ная | 2,3 | 2,7 |
| | | | S ,5 о" II т К | А | ТОЛ-СЭЩ | | | | |
| | | н н | Ктт = 400/5 | В | ТОЛ-СЭЩ | | Рег. № | | | |
| | | | № 51623-12 | С | ТОЛ-СЭЩ | | 54074-13 | | | |
| | | К н | Кт = 0,5 | А | | 8000 | | | | |
| 2 | ПСП, КРУМ-10, Ввод №2, яч.6 | Ктн = 10000/100 № 51621-12 | В С | НАЛИ-СЭЩ | | Активная | 1,1 | 4,8 |
| | Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 | A1802RAL-P4GB-DW-4 | | | Реактив ная | 2,3 | 2,7 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Примечания
1. В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, токе ТТ, равном 1(2) % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.
2. 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.
3. Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с описанием типа как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - сила тока, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности, cosj | 0,87 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - сила тока, % от 1ном | от 1(2) до 120 |
| - коэффициент мощности, cosj | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -45 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +65 |
| - для УССВ-2 | от -10 до +55 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| УССВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 74500 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Г лубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий счетчика фиксируются факты:
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- попытка несанкционированного доступа;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- коррекции времени в счетчике;
- перерывы питания.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- сервере 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 типографическим способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы | НАЛИ-СЭЩ | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1802RAL-P4GB-DW-4 | 2 шт. |
| Устройства синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 шт. |
| Методика поверки | МП-312235-034-2018 | 1 экз. |
| Формуляр | ТДВ.411711.062 ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП-312235-034-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПСП АО «ННК-Хабаровский НПЗ». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 12.10.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- электросчетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному в 2012 г.;
- устройств синхронизации системного времени УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПСП АО «ННК-Хабаровский НПЗ», аттестованном
ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПСП АО «ННК-Хабаровский НПЗ»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
74329-19: Методика поверки МП-312235-034-2018Скачать858.9 Кб