Номер по Госреестру СИ: 86545-22
86545-22 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Красноярской БЕ АО "Полюс Красноярск" в части генерации
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
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.
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 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены 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 и технические документы
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.
ПравообладательАкционерное 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
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергосистемы» (ООО «Энергосистемы») ИНН 3328498209Адрес: 607061, Нижегородская обл., г. Выкса, ул. Луначарского, зд. 11А, каб. 216 Телефон (факс): (4922) 60-23-22
Web-сайт: ensys.su
E-mail: post@ensys.su
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
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
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.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Лист № 9 Всего листов 10 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 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
1 |
ДГУ-4 яч. 9/1 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/^3/100/^3 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 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
2 |
ДГУ-5 яч. 7/1 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/^3/100/^3 Рег. № 54666-13 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | |||
3 |
ДГУ-6 яч. 8/2 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/^3/100/^3 Рег. № 54666-13 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
Продолжение таблицы 2
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/^3/100/^3 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 |
Активная Реактивная |
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/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
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/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
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/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
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/^3/100/^3 Рег. № 35956-07 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
Продолжение таблицы 2
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/^3/100/^3 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 RTU-327L Рег. № 41907-09 |
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
HP Proliant DL180 G6 |
Активная Реактивная |
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/^3/100/^3 Рег. № 35956-07 Фазы: А; В; С |
A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
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; cosф = 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество ИК |
10 |
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
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).