Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Белореченская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и 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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Белореченская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ-2), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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, 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер, с периодичностью один раз в 30 минут, по сети Ethernet и по сети GSM опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них получасовые значения электроэнергии, показания счетчиков на 0 часов, энергию за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных. АРМ (в составе ЦСОИ энергосбытовой организации), подключенный через сеть интернет к ИВК АИИС КУЭ Белореченская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго», в автоматическом режиме, с использованием ЭП, раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-2, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ-2 более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени УСВ-2 не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) 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 не ниже 3.0, в состав которого входят модули, указанные 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 |
| 1 | 2 |
| Идентификационные наименования | CalcClients.dll |
| модулей ПО | CalcLeakage.dll |
| | CalcLosses.dll |
| | Metrology.dll |
| | ParseBin.dll |
| | ParseIEC.dll |
| | ParseModbus.dll |
| | ParsePiramida.dll |
| | SynchroNSI.dll |
| | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный | 3 0 |
| номер) ПО | |
| 1 | 2 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 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 и их основные метрологические характеристики
| о, е м о К | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСВ | Вид электро энергии | Основная погрешность, % | Погреш ность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Белореченская ГЭС |
| 1 | Белореченская ГЭС, ГГ-1 10 кВ | ТПОФ10 Кл. т. 0,5 1500/5 | НАМИ-10-95 Кл. т. 0,5 10000/100 | EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1 | | активная реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,3 |
| 2 | Белореченская ГЭС, ГГ-2 10 кВ | ТПОФ10 Кл. т. 0,5 1500/5 | НАМИ-10-95 Кл. т. 0,5 10000/100 | EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1 | | активная реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,3 |
| 3 | Белореченская ГЭС, ГГ-3 10 кВ | ТОЛ-10 УХЛ 2.1 Кл. т. 0,5 1500/5 | НАМИ-10-95 Кл. т. 0,5 10000/100 | EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1 | | активная реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,3 |
| 4 | Белореченская ГЭС, ОРУ-110 кВ, 1 с.ш. 110 кВ, | ТВГ-110 Кл. т. 0,2S 600/5 | НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 | EA05RAL-B-4 | УСВ-2 | активная | ±1,0 | ±2,2 |
| ВЛ 110 кВ Белореченская ГЭС-Мартанская | Кл. т. 0,5S/1 | | реактивная | ±1,7 | ±1,9 |
| 5 | Белореченская ГЭС, ОРУ-110 кВ, 2 с.ш. 110 кВ, | ТВГ-110 Кл. т. 0,2S 600/5 | НКФ-123 II Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 | EA05RAL-B-4 | | активная | ±1,0 | ±2,2 |
| ВЛ 110 кВ Белореченская ГЭС-ДМ-8 | Кл. т. 0,5S/1 | | реактивная | ±1,7 | ±1,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | Белореченская ГЭС, ОРУ-35 кВ, с.ш. 35 кВ, ВЛ 35 кВ Белореченская ГЭС-Рязанская I цепь | ТФН-35М Кл. т. 0,5 300/5 | ЗНОМ-35-54 Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3 | EA05RAL-B-3 Кл. т. 0,5S/1 | УСВ-2 | активная реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,3 |
| 7 | Белореченская ГЭС, ОРУ-35 кВ, с.ш. 35 кВ, ВЛ 35 кВ Белореченская ГЭС-Рязанская II цепь | ТОЛ-СЭЩ-35-ГУ-01 Кл. т. 0,2S 300/5 | ЗНОМ-35-54 Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3 | A1805RALXQV- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1 | активная реактивная | ±1,0 ±1,7 | ±2,2 ±1,9 |
| 8 | Белореченская ГЭС, ОРУ-35 кВ, с.ш. 35 кВ, ВЛ 35 кВ Белореченская ГЭС-Бжедуховская | ТВИ-35 Кл. т. 0,5S 300/5 | ЗНОМ-35-54 Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3 | M805RALXQV- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1 | активная реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,3 |
| 9 | Белореченская ГЭС, КРУН-6 кВ, с.ш. 6 кВ, ввод 6 кВ ТМР-2 | ТПОЛ-10М-2 Кл. т. 0,5 75/5 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1 | активная реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,3 |
| 10 | Белореченская ГЭС, КРУН-6 кВ, с.ш. 6 кВ, ввод 6 кВ ТМР-1 | ТОЛ-СЭЩ-10-11 Кл. т. 0,5 75/5 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | M805RALXQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1 | активная реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,3 |
| 11 | ПС 35 кВ Головное, ЗРУ-35 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ввод 6 кВ Т-1 | ТПОЛ-10М-2 Кл. т. 0,5 40/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | M805RALXQV- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1 | активная реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 12 | ПС 35 кВ Головное, ЗРУ-35 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ввод 6 кВ Т-2 | ТПОЛ-10М-2 Кл. т. 0,5 75/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | M805RALXQV- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1 | УСВ-2 | активная реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,3 |
| 13 | Белореченская ГЭС, ОРУ-110 кВ, СМВ 110 кВ | ТВГ-110 Кл. т. 0,2S 600/5 | НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 НКФ-123 II Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 | EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1 | активная реактивная | ±1,0 ±1,7 | ±2,2 ±1,9 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
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 cos9 = 0,8 инд, !=0,05(0,02)!ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 13 от плюс 10 до плюс 30 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена устройства синхронизации УСВ-2 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 13 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, оС: | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика EA05RAL-B-4 | 80000 |
| для электросчетчика EA05RAL-B-3 | 80000 |
| для электросчетчика A1805RALXQV-P4GB-DW-4 | 120000 |
| для электросчетчика A1805RALXQ-P4GB-DW-4 | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| Сервер: | |
| - 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;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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) Белореченская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Рег № | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПОФ10 | 518-50 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 УХЛ 2.1 | 7069-07 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВГ-110 | 22440-07 | 9 |
| Трансформатор тока | ТФН-35М | 3690-73 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-35-ГУ-01 | 51623-12 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВИ-35 | 37159-08 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10М-2 | 37853-08 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10-11 | 32139-11 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 | 20186-05 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 26452-06 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-123 ГГ | 49582-12 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-54 | 912-54 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 20186-05 | 1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 831-53 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | EA05RAL-B-4 | 16666-07 | 7 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | EA05RAL-B-3 | 16666-07 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RALXQV-P4GB- DW-4 | 31857-11 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RALXQ-P4GB-DW-4 | 31857-11 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-09 | 1 |
| Сервер | HP Proliant DL180 G6 | - | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-093-2018 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.529.1 ПФ | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-093-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Белореченская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 17.04.2018 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 EA05RAL-B-4, EA05RAL-B-3 - по документу «Многофункциональный многопроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
- счетчиков A1805RALXQV-P4GB-DW-4, A1805RALXQ-P4GB-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.;
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.09 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.311): 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%.
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) Белореченская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго», 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) Белореченская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго»
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
71397-18: Методика поверки МП 206.1-093-2018Скачать2.5 Мб