Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии подстанции 110 кВ Сулинской ВЭС

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии подстанции 110 кВ Сулинской 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

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

ЕASK 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

ЕАБК 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 11-26-2020.

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

ЕASK 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

19-050/1-ФО

1 экз.

Инструкция по эксплуатации

19-050/1-ИЭ

1 экз.

Методика поверки

МП 11-26-2020

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 11-26-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии подстанции 110 кВ Сулинской 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 Сулинской 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

Развернуть полное описание