Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии подстанции 110 кВ Каменской ВЭС (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений количества активной и реактивной электрической энергии и средней электрической мощности на заданных шкалой календарного времени интервалах в целях коммерческого учета электрической энергии, преобразуемой и распределяемой в сети электропередач.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую систему с распределенной функцией измерения и централизованным управлением процессами сбора, обработки и представления измерительной информации.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - 8 измерительно-информационных комплексов точек учета (ИИК), включающих в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя два сервера сбора данных (основной и резервный), автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей информации, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура). В качестве программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии и интегрированной реактивной мощности;
- автоматический сбор (периодический 1 раз/сутки и/или по запросу) измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета и привязкой к календарному времени;
- хранение информации об измеренных величинах в базе данных сервера АИИС КУЭ;
- отправку результатов измерений состояния объектов и средств измерений на вышестоящие уровни;
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, состояниям объектов и средств измерений;
- защиту технических и программных средств и информационного обеспечения (данных) от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей;
- диагностирование и мониторинг сбора статистики ошибок функционирования технических средств;
- регистрацию и мониторинг событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и др.);
- ведение системы единого времени.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчиков электрической энергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и данных о состоянии средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Сервер баз данных (БД) автоматически опрашивает УСПД по линии связи Ethernet, осуществляет сбор, обработку измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии и другие заинтересованные организации за электронной цифровой подписью в формате XML осуществляется сервером БД.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени на основе приемника ГЛОНАСС/GPS, встроенного в УСПД, а также таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с временем приемника ГЛОНАСС/GPS. Пределы допускаемой абсолютной погрешности внутренних часов УСПД (с коррекцией времени по источнику точного времени с использованием PPS сигнала) ±1 мс. УСПД осуществляет синхронизацию времени сервера и счетчиков. Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД осуществляется один раз в 30 мин, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем УСПД ±2 с. Сличение времени часов сервера БД с временем часов УСПД осуществляется при каждом опросе, но не реже чем один раз в сутки, корректировка времени сервера выполняется при достижении расхождения времени часов сервера и УСПД ±2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера». Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6c38ccdd09ca8f92d6f96ac33d157a0e |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Влияние ПО на метрологические характеристики АИИС КУЭ незначительно. Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Состав ИК и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
| <и S о К | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ВЛ-110 кВ | TG145N Кл. т. 0,2S 800/5 Рег. № 30489-09 | TVI145 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 71404-18 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | |
| 2 | Отходящая линия 35 кВ ПКУ 35-01 | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S 600/5 Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ.01ПМИ Кл. т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | | |
| 3 | Отходящая линия 35 кВ ПКУ 35-02 | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S 600/5 Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ.01ПМИ Кл. т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | о ^ 09 04 30 -7 S - О№ К. Q fe | ProLiantDL20 Gen10 |
| 4 | Ввод 35 кВ Т-1, Т-2 | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ.01ПМИ Кл. т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| 5 | Отходящая линия 35 кВ ПКУ 35-03 | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S 600/5 Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ.01ПМИ Кл. т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| 6 | Отходящая линия 35 кВ ПКУ 35-04 | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S 600/5 Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ.01ПМИ Кл. т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | | |
| 7 | Ввод 0,4 кВ от ТСН-1 | ASK 31.4 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 49019-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 8 | Ввод 0,4 кВ от ДГУ | ASK 31.4 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 49019-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | о ^ 09 04 30 -7 S - О№ К. Q fe | ProLiantDL20 Gen10 |
| Примечания: 1 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 описании типа АИИС КУЭ метрологических характеристик ИК АИИС КУЭ. 2 Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Границы интервала основной относительной погрешности ИК, %, при измерении электрической энергии и средней мощности: - для ИК № 1 - активной энергии и мощности - реактивной энергии и мощности | ± 0,6 ± 1,2 |
| -для ИК №№ 2, 3, 4, 5, 6 - активной энергии и мощности - реактивной энергии и мощности | ± 1,2 ± 2,8 |
| -для ИК №№ 7, 8 - активной энергии и мощности - реактивной энергии и мощности | ± 1,1 ± 2,4 |
| Границы интервала относительной погрешности ИК, %, при измерении электрической энергии и средней мощности в рабочих условиях*: - для ИК № 1 - активной энергии и мощности - реактивной энергии и мощности | ± 1,4 ± 3,6 |
| -для ИК №№ 2, 3, 4, 5, 6 - активной энергии и мощности - реактивной энергии и мощности | ± 3,2 ± 7,4 |
| -для ИК №№ 7, 8 - активной энергии и мощности - реактивной энергии и мощности | ± 3,3 ± 5,7 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных, % | ±0,01 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения электрической энергии, % | ±0,01 |
| 1 | 2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности, % | ±0,01 |
| Пределы допускаемой погрешности системы обеспечения единого времени, с | ±5 |
| * Погрешность в рабочих условиях указана для параметров сети: (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02-1,2)- 1ном; cosф = 0,8 инд; и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электрической энергии от 0 до +60 °С. В случае отклонения условий измерений от указанных предел относительной погрешности ИК может быть рассчитан согласно соотношениям, приведенным в методике поверки МП 10-26-2020. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 8 |
| Нормальные условия: | |
| - параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности, cosф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| - параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +50 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от 0 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от -10 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - срок службы, лет, не менее | 30 |
| УСПД: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления (при использовании комплекта | |
| ЗИП), ч | 24 |
| Сервер: | |
| - срок службы, лет, не менее | 20 |
| - среднее время восстановления, ч | 8 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчик электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 113,7 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии | |
| по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, | |
| сут, не менее | 100 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение измерительной информации (в том числе при отключении | |
| электропитания), лет | 5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи).
Возможность коррекции времени:
- счетчика (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервера БД (функция автоматизирована).
Цикличность измерений 30 мин.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор напряжения | TVI145 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.01ПМИ | 3 шт. |
| Трансформатор тока | TG145N | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ASK 31.4 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 15 шт. |
| Счетчик электронный | СЭТ-4ТМ.03М | 1 шт. |
| Счетчик электронный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 5 шт. |
| Счетчик электронный | СЭТ-4ТМ.03М.09 | 2 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных с приемником ГЛОНАСС/GPS | «ЭКОМ-3000» | 1 шт. |
| Программный комплекс | «Энергосфера» | 1 шт. |
| Формуляр | 19-050/2-ФО | 1 экз. |
| Инструкция по эксплуатации | 19-050/2-ИЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 10-26-2020 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 10-26-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии подстанции 110 кВ Каменской ВЭС. Методика поверки», утвержденному УНИИМ - филиалом ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева» 28 февраля 2020 г.
Основные средства поверки:
- приемник навигационный МНП-М3, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 38133-08, пределы допускаемой инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) формирования метки времени, выдаваемой потребителям, по отношению к шкале времени UTC(SU) ±100 нс;
- секундомер механический СОСпр-2б-2, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 11519-06, класс точности 2, ТУ 25-1894.003-90;
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации». Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносят 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 электрической энергии подстанции 110 кВ Каменской ВЭС
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
78786-20: Методика поверки МП 10-26-2020Скачать9.4 Мб