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
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "ПС 220/110/10 кВ Афипский НПЗ" Изменение 1](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "ПС 220/110/10 кВ Афипский НПЗ" Изменение 1"){kind=logo}
69601-17: Методика поверки МП КЦСМ-145-2017Скачать7.3 Мб