Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Уралкалий" с Изменениями № 1, № 2, 37635-16

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» с Изменениями № 1, № 2 является обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» с Изменением № 1, свидетельство об утверждении типа Ки.Е.34.004.А № 58167, регистрационный № 37635-15, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов №№ 37 - 55.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» с Изменениями № 1, № 2 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электронергии, мощности на 30-минутных интервалах;

-    периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому каледарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

-    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

-    предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкцианированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);

-    диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) классов точности 0,5 и 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) классов точности 0,2 и

0,5, счетчики активной и реактивной электроэнергии классов точности 0,2S (в части активной электроэнергии) и классов точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325, устройства синхронизации системного времени на базе УССВ-35ИУ8 и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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.

Измерительная информация на выходе счетчика (без учета коэффициента трансформации ИК):

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интерграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где

осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

На уровне ИВК АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется через измерительно-вычислительный комплекс учета электроэнергии ЗАО «Энергопромышленная компания» (Госреестр № 52065-12).

Передача информации в ИВК ЗАО «Энергопромышленная компания» осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени - устройство синхронизации системного времени УССВ-35ИУ8 на базе GPS-приемника, входящее в состав ИВКЭ и подключенное к УСПД, расположенному соответственно на БКПРУ-1, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков.

Часы УСПД синхронизированы со временем УССВ, коррекция времени происходит

1 раз в час допустимое рассогласование ± 2 с. Сличение времени сервера БД со временем УСПД, осуществляется при каждом сеансе связи и корректировка времени сервера БД осуществляется при расхождении со временем УСПД на величину более ±2 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД на величину более ± 2 с.

Погрешность часов ИК АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.

ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

LtJ

9

LtJ

00

о

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 7 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 6 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 5 6 кВ БКПРУ-1

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

тт

ТН

тт

ТН

тт

W

н

д

II

о\

о

о

о

н

х

о

о

Н

II

JO

сл

н

х

3 «

о

о

^ я

II

о °

L/1 г J

£ ДЙ

о о

^    я

to    «    II

^    о    °

!7l    „С    . .

£    Л    й

о    о

^    я

io>    ^

^    « II

о °

L/1    г J

£    ДЙ

о    о -1^

iо* LtJ LtJ

I

о

W

Н

II

- о

"ю

^ 11 ^

М    СЛ II

™    о о

^    о

о    ^

о

о

>

>

>

>

>

>

И

ю

И

ю

И

ю

О

О

О

о

о

о

О

(J

Н

■

н

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

о

о

On

о

-р*.

о

ON

о

о

о

-р*.

о

On

ю

о

LtJ

-(^

7200

о\

7200

7200

RTU-325 Госреестр 37288-08, зав. №№ 1814

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

TI

о

РЭ

п

X

СИ

X

р

hd

о>

рэ

3

к

со

X

р

hd

о>

рэ

3

к

со

X

Р

>

П

К

со

X

В3

>

3

К

со

X

В3

>

П

X

со

Я

Р

Ю

о

п>

ч

0

1    5=1 8 g

н 2 о н а ^

,_, Ю*

н- н-

JO с>

“о \о

Н- Н-JO о

Ъ> \о

Н- Н-JO о

Ъ> \о

Н- Н-

JO ^

\о “о

Н- Н-Ю Ln

н- н-

Ю Ln

“о V

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

td

о

CD

l—I

0

1    5=1

о S

о H a ^

-(^ Ov

td

о

CD

l—I

0

1    5=1

о S

о H a ^

-J

td

о

CD

l—I

0

1    5=1

о S

о H a ^

4^ 00

td

о

CD

l—I

0

1    5=1

о S

о H a ^

4^ \Q

Продолжение таблицы 2

U)

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 59 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 54 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 53 6 кВ БКПРУ-1

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

ТН

тт

W

3

§Я

о ^

н

о

о

^ я

IO*

^ я II о °

L/l JH ^

£ Л й

о о -1^

^ я

IO*

^ Я II о °

L/1 г J

£ ДЙ

о о -1^

^    я

ю*    |_j

^    Я II о °

L/l    JH ^

£    Л й

о    о -1^

>

>

>

>

>

>

td

td

td

td

td

td

О

о

о

о

о

о

0

(J

н

1

н

£

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

OJ

о

-р*.

о

On

ю

о

LtJ

ю

о

-р*.

о

On

ю

о

-р*.

On

о

-р*.

о

On

о

LtJ

On

-р*.

ю

VO

-Р*.

7200

7200

о\

12000

RTU-325 Госреестр 37288-08, зав. №№ 1814

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

TI

о

РЭ

п

X

СИ

Д

р

hd

о>

р

з

д

со

Д

Р

hd

о>

р

з

д

со

д

Р

>

П

К

со

X

В3

>

п

К

со

д

В3

>

п

X

СИ

X

р

VO

td

о сг>

*1 о

й к о ч о >

СО ю*

н-

JN)

Н-

Н-

Js>

Н-

Н-

Js>

Н-

Д

о

н

Н- Н-

JJ у> 00    'Л

Н- Н-

JJ у> 00    'Л

Н- Н-

JJ у> 00    'Л

-р*. о

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности P=0,95.

3.    Нормальные условия эксплуатации :

Параметры сети:

-    диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)Ин;

-    диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)1н;

-    диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,87 (0,5);

-    температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков - от 18 до 25 °С; УСПД - от 21 до 25 °С, ИВК - от 10 до 30 °С;

-    частота - (50 ± 0,15) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) -

0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 30 до 35 °С.

Для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01(0,05) - 1,2)1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 0 до 30 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

Для УСПД и ИВК:

-    температура окружающего воздуха - от 0 до 70 °С.

5.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии).

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    счетчик типа СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

-    устройства сбора и передачи данных типа RTU 325 - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 24 часа;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее 80 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий счетчика фиксируются факты:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени.

В журнале событий УСПД фиксируются факты:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени в счетчиках и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    выключение и включение УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    УСПД;

-    Сервера;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки.

-    наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени:

-    в счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность измерений:

-    30 мин (функция автоматизирована);

-    один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 117 суток, сохранение информации при отключении питания - до 5 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии за месяц по каждому каналу - 45 суток (функция автоматиирована), сохранение информации при отключении питания - до 5 лет;

-    сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» с Изменениями № 1, № 2 типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 37635-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» с Изменениями № 1, № 2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 16 ноября 2015 г.

Перечень основных средств 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»;

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

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

-    счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» с Изменениями № 1, № 2.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» № ЭПК275/05-2.ФО.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» с Изменениями № 1, № 2

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

2.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

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

4.    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

5.    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».