Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Юго-Западная ТЭЦ» потребление станции (ГРУ-10 кВ) II очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, контроля ее передачи и потребления за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, а также сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ АО «Юго-Западная ТЭЦ» потребление станции (ГРУ-10 кВ) II очередь решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки, 1 раз в месяц) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому московскому времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин, сутки, месяц);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, электронных ключей, программных паролей);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация и коррекция времени).
АИИС КУЭ АО «Юго-Западная ТЭЦ» потребление станции (ГРУ-10 кВ) II очередь включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2 (далее - УСВ-2), сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000»
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 без учета коэффициента трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков 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 на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Сервер сбора данных обеспечивает сбор измерительной информации с УСПД. В системе предусмотрен доступ к базе данных сервера со стороны АРМ и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
Система выполняет непрерывное измерение приращений активной и реактивной электрической энергии, измерение текущего времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального энергопотребления.
Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. Для синхронизации шкалы времени в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2. УСВ-2 синхронизирует часы по сигналам точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС). УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. В случае выхода из строя устройства УСВ-2 синхронизация времени выполняется по протоколу NTP от открытого тайм-сервера ФГУП «ВНИИФТРИ», подключенного к Государственному первичному эталону времени. Переключение на резервный канал синхронизации времени производится вручную.
Сервер БД уровня ИВК, периодически, но не реже 1 раз в час, сравнивает свое время со временем УСВ-2, в случае расхождения, превышающие ±1 с производит коррекцию в соответствии со временем УСВ-2. Коррекция часов УСПД осуществляется со стороны сервера АИИС КУЭ и проводится при расхождении часов УСПД и сервера АИИС КУЭ более чем на ±0,5 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±3 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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 используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0. Идентификационные данные программного обеспечения, установленного на сервере АИИС КУЭ, приведены в таблице 1.
ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационные наименования модулей ПО | CalcClients.dll; CalcLeakage.dll; CalcLosses.dll; Metrology.dll; ParseBin.dll; ParseIEC.dll; ParseModbus.dll; ParsePiramida.dll; SynchroNSI.dll; VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b 156a0fdc27e1ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Порядковый номер | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта и номер ИК | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Вид электро энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | Юго-Западная ТЭЦ, | ТОЛ-10-I | ЗНОЛП | A1802RALQ- | СИКОН | Активная | ±0,6 | ±1,5 |
| 1 | ГРУ-10 кВ, 1 с, яч. 4, | GO (N o' н ч | Кл. т. 0,2 | P4GB-DW-4 | С70 | | | |
| | ф. ЮЗТ-14/114 | 600/1 | 10000/V3:100/V3 | Кл. т. 0,2S/0,5 | Реактивная | ±1,3 | ±2,5 |
| | Юго-Западная ТЭЦ, | CTS | VTS | A1802RALQ- | СИКОН С70 | Активная | ±0,6 | ±1,5 |
| 2 | ГРУ-10 кВ, 5 с, яч. 2, | S ,2 0 т. л. К | Кл. т. 0,2 | P4GB-DW-4 | | | |
| | ф. ЮЗТ-52/152 | 1000/1 | 10000/V3:100/V3 | Кл. т. 0,2S/0,5 | Реактивная | ±1,3 | ±2,5 |
| | Юго-Западная ТЭЦ, | CTS | VTS | A1802RALQ- | СИКОН С70 | Активная | ±0,6 | ±1,5 |
| 3 | ГРУ-10 кВ, 5 с, яч. 4, | S ,2 0 т. л. К | Кл. т. 0,2 | P4GB-DW-4 | | | |
| | ф. ЮЗТ-54/154 | 1000/1 | 10000/V3:100/V3 | Кл. т. 0,2S/0,5 | Реактивная | ±1,3 | ±2,5 |
| | Юго-Западная ТЭЦ, | CTS | VTS | A1802RALQ- | СИКОН | Активная | ±0,6 | ±1,5 |
| 4 | ГРУ-10 кВ, 6 с, яч. 2, | S ,2 0 т. л. К | Кл. т. 0,2 | P4GB-DW-4 | С70 | | | |
| | ф. ЮЗТ-62/162 | 1000/1 | 10000/V3:100/V3 | Кл. т. 0,2S/0,5 | Реактивная | ±1,3 | ±2,5 |
| | Юго-Западная ТЭЦ, | CTS | VTS | A1802RALQ- | СИКОН С70 | Активная | ±0,6 | ±1,5 |
| 5 | ГРУ-10 кВ, 6 с, яч. 6, | S ,2 0 т. л. К | Кл. т. 0,2 | P4GB-DW-4 | | | |
| | ф. ЮЗТ-66/166 | 600/1 | 10000/V3:100/V3 | Кл. т. 0,2S/0,5 | Реактивная | ±1,3 | ±2,5 |
| | Юго-Западная ТЭЦ, | CTS | VTS | A1802RALQ- | СИКОН | Активная | ±0,6 | ±1,5 |
| 6 | ГРУ-10 кВ, 7 с, яч. 2, | S ,2 0 т. л. К | Кл. т. 0,2 | P4GB-DW-4 | С70 | | | |
| | ф. ЮЗТ-72/172 | 1000/1 | 10000/V3:100/V3 | Кл. т. 0,2S/0,5 | Реактивная | ±1,3 | ±2,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 7 | Юго-Западная ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, 7 с, яч. 6, ф. ЮЗТ-76/176 | CTS Кл. т. 0,2S 600/1 | VTS Кл. т. 0,2 10000/V3:100/V3 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | Активная Реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,5 |
| 8 | Юго-Западная ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, 8 с, яч. 2, ф. ЮЗТ-82/182 | CTS Кл. т. 0,2S 1000/1 | VTS Кл. т. 0,2 10000/V3:100/V3 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | Активная Реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,5 |
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 8 от 5 до плюс 35 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Допускается замена устройства синхронизации времени на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 8 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от +5 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков, °С | от +5 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера БД, °С | от +10 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 12 |
| Сервер БД: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЮгоЗападная ТЭЦ» потребление станции (ГРУ-10 кВ) II очередь типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ АО «Юго-Западная ТЭЦ» потребление станции (ГРУ-10 кВ) II очередь представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 15128-07 | 3 |
| Трансформатор тока | CTS | 38209-08 | 21 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП | 23544-07 | 3 |
| Трансформатор напряжения | VTS | 38210-08 | 12 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Aльфа A1802RALQ-Р4GB-DW-4 | 31857-11 | 7 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Aльфа A1802RALQ-Р4GB-DW-4 | 31857-06 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 28822-05 | 2 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 |
| Программное обеспечение | Пирамида 2000 | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-373-2017 | - | 1 |
| Формуляр | ro-290-ZA-001 | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-373-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Юго-Западная ТЭЦ» потребление станции (ГРУ-10 кВ) II очередь. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 31.10.2017 г.
Основные средства 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»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков Лльфа A1802RALQ-?4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ АО «Юго-Западная ТЭЦ» потребление станции (ГРУ-10 кВ) II очередь», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Юго-Западная ТЭЦ» потребление станции (ГРУ-10 кВ) II очередь»
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.
70508-18: Методика поверки МП 206.1-373-2017Скачать975.7 Кб