Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ИНТЕР РАО Электрогенерация» «Гусиноозерская ГРЭС» присоединений «ВЛ 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Петровск-Забайкальская (ВЛ-583)», «ШР-110 кВ» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии многофункциональные (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВКЭ), включающий. устройство сбора и передачи данных (далее-УСПД) RTU 325, GPS-приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) типа GPS-35НVS, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Третий уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер, построенный на базе программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР», коммуникационное оборудование для обмена данными с уровнями ИВКЭ и ИИК (интерфейс RS-485, GSM-модемы), автоматизированные рабочие места.
Информационные каналы построены следующим образом. ИИК обьединяются в сети интерфейсом RS-485. Каждая сеть интерфейса RS-485 подключается к сети Ethernet посредством УСПД RTU 325 и сетевого коммутатора. УСПД ИВКЭ и сервер ИВК обьединены сетью IEEE 802.3 (ВОЛС).
Связь АИИС КУЭ с внешними системами осуществляется посредством телефонной линии связи или посредством канала связи по сети GSM с использованием сотового терминала.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока (ТТ) и измерительных трансформаторов напряжения (ТН), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее результаты измерений и журналов событий поступают в ИВК.
На третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Результаты измерений автоматически передаются в формате XML по программно-задаваемым адресам в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS-приемник типа GPS-35НVS, установленный на уровне ИВКЭ, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS.
Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время в УСПД RTU 325 уровня ИВКЭ синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сличение времени счетчиков ИИК с временем УСПД RTU 325 уровня ИВКЭ осуществляется каждые 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени на ±2 с. Сличение времени УСПД RTU 325 уровня ИВКЭ с временем сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка выполняется при расхождении времени на ±1 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ на уровне ИВК установлено программное обеспечение «АльфаЦЕНТР». Идентификационные данные ПО, установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac_metrology.dll ) | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений
- «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ 220 кВ Г усиноозерская ГРЭС - Петровск-Забайкальская (ВЛ-583) | ТГФ-22011 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 20645-05 ф. А, В, С | НКФ-220-58 У1 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 14626-95 ТН-2-220, ф. А, В, С | EA02RAL-P4B -4 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 | RTU 325 рег. № 19495-03 |
| 2 | ШР-110 кВ | ТРГ-110 кл.т 0,2 Ктт = 1000/1 рег. № 26813-04 ф. А, В, С | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-94 ТН-1-110, ф. А, В, С | EA02RL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, |
| I1(2)% £ 1 изм< 1 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,1 | 0,8 | 0,7 | 0,7 |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,5 | 2,1 | 1,7 | 1,4 | 1,4 |
| 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,1 | 0,8 | 0,7 |
| 0,8 | - | 1,4 | 1,0 | 0,9 |
| 0,5 | - | 2,3 | 1,6 | 1,4 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| | 55 %, | 520 %, | 5100 %, |
| % % 5 I V м S 1 VI % 2 I | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% |
| 1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,3 | 1,6 | 1,3 | 1,3 |
| 0,5 | 1,6 | 1,2 | 1,0 | 0,9 |
| 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 0,8 | - | 2,1 | 1,4 | 1,3 |
| 0,5 | - | 1,5 | 1,0 | 0,9 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| | | 51(2)%, | 55 %, | 520 | %, | 5ю0 %, |
| | | I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 '’/о^изм^ШУо | I100 %£Iизм£Il20% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,8 | 1,5 | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 0,5 | 2,2 | 1,8 | 1,6 | 1,6 |
| 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,2 | 1,0 | 0,9 |
| 0,8 | - | 1,5 | 1,2 | 1,1 |
| 0,5 | - | 2,4 | 1,7 | 1,6 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| | | 52%, | 55 %, | 520 | %, | 5ю0 %, |
| | | % % 5 I < м S 1 VI % 2 I | !-5 %£I изм< 20 % | I20 %£Iизм<1100% | I100 %£Iизм£I120% |
| 1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 3,1 | 2,0 | 1,5 | 1,5 |
| 0,5 | 2,3 | 1,6 | 1,2 | 1,2 |
| 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 0,8 | - | 2,4 | 1,6 | 1,5 |
| 0,5 | - | 1,8 | 1,3 | 1,2 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±Л), с | 5 |
Примечания:
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 1(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды, °C: | |
| - для счетчиков активной энергии: | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1(5) до 120 |
| - коэффициент мощности, не менее | 0,5 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -40 до +50 |
| - для счетчиков | от +5 до +35 |
| - для УСПД | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД RTU-325: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 40000 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, | |
| потребленной за месяц, сут, не менее | 45 |
| при отключенном питании, лет, не менее | 3 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| лет, не менее | 3,5 |
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 счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ТГФ-22011 УХЛ1 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТРГ-110 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ-220-58 У1 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 У1 | 3 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | EA02RAL-P4B -4 | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | EA02RL-P4B-4 | 1 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU 325 | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-5803-500-2019 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | АУВП.411711. ФСК.021.10. ПС- ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5803-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ИНТЕР РАО Электрогенерация» «Гусиноозерская ГРЭС» присоединений «ВЛ 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Петровск-Забайкальская (ВЛ-583)», «ШР-110 кВ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 08.02.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- прибор комбинированный Testo 622 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием ^стемы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ИНТЕР РАО Электрогенерация» «Гусиноозерская ГРЭС» присоединений «ВЛ 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Петровск-Забайкальская (ВЛ-583)», «ШР-110 кВ».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ИНТЕР РАО Электрогенерация» «Гусиноозерская ГРЭС» присоединений «ВЛ 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Петровск-Забайкальская (ВЛ-583)», «ШР-110 кВ»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
74851-19: Методика поверкиСкачать5.9 Мб