Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бичурская солнечная электростанция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящей из шести измерительных каналов (ИК).
ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) и вторичные измерительные цепи.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя систему обеспечения единого времени (СОЕВ) с устройством синхронизации времени УСВ-3, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 64242-16 (рег. № 64242-16), заводской номер 0369, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование. Второй уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
синхронизацию шкалы времени ИВК;
сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
обработку данных и их архивирование;
хранение информации в базе данных сервера;
доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя сервер на базе HP Proliant DL180 Gen9 заводской номер CZ272201L6 (резервный CZ272201LF), устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера ИВК, где производится сбор и хранение результатов измерений.
Сервер автоматически проводит сбор результатов измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
На верхнем - втором уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл с результатами измерений в ХМЪ-формате и передает его средствами электронной почты во внешние организации. Передача файла с результатами измерений в ХМЬ-формате, подписанного электронной подписью (ЭП) субъекта оптового рынка, в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» производится с автоматизированного рабочего места (АРМ) субъекта оптового рынка. Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа УСВ-3. Устройство синхронизации времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов ИВК, при превышении порога ±1 с происходит коррекция шкалы времени ИВК. Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени УСВ-3 происходит ежесекундно. Шкалы времени счетчиков синхронизируются от шкалы времени ИВК с периодичностью один раз в 30 минут, коррекция шкал времени счетчиков проводится при расхождении шкалы времени счетчиков и ИВК более чем на ±1 с.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по проводным каналам связи. Поправка часов счетчиков ±0,5 с, а с учетом температурной составляющей ±1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО устройства синхронизации времени, ПО сервера ИВК на основе пакета программ версии не ниже 8.0 ПК «Энергосфера».
Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера» и УСВ-3, установленного в АИИС КУЭ , указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера» и УСВ-3
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» | Программный модуль Синхронизация времени |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 | 0.9.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb78 14b | 943926158778904971c57307f 99b2984 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | pso_metr.dll | TimeService.exe |
ПО ИВК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Компонентный состав ИК АИИС КУЭ и их основные характеристики приведены в таблице 2.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
| Таблица 2 - Состав ИК АИ | ИС КУЭ |
| № ИК | Наименование ИК | Состав измерительных каналов |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Бичурская СЭС, КРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч. № 104 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. №№ 17-26816; 17-26787; 1726804; Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-НТЗ-10 кл. т 0,5 Ктн = (10500/V3)/ (100/V3) Зав. №№ 29775; 29774; 29104; Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0803170503 Рег. № 36697-12 | HP Proliant DL180 Gen9 |
| 2 | Бичурская СЭС, КРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч. № 103 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. №№ 17-26803; 17-26784; 1726786; Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-НТЗ-10 кл. т 0,5 Ктн = (10500/V3)/ (100/V3) Зав. №№ 29775; 29774; 29104; Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0804170359 Рег. № 36697-12 | HP Proliant DL180 Gen9 |
| 3 | Бичурская СЭС, КРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч. № 204 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. №№ 17-26794; 17-26790; 1726788; Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-НТЗ-10 кл. т 0,5 Ктн = (10500/V3)/ (100/V3) Зав. №№ 30506; 31469; 30503; Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0804170345 Рег. № 36697-12 | HP Proliant DL180 Gen9 |
| 4 | Бичурская СЭС, КРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч. № 203 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. №№ 17-26808; 17-26793; 1726811; Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-НТЗ-10 кл. т 0,5 Ктн = (10500/V3)/ (100/V3) Зав. №№ 30506; 31469; 30503; Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0804170186 Рег. № 36697-12 | HP Proliant DL180 Gen9 |
| 5 | Бичурская СЭС, КРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч. № 102 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. №№ 17-26843; 17-26840; 1726833; Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-НТЗ-10 кл. т 0,5 Ктн = (10500/V3)/ (100/V3) Зав. №№ 29775; 29774; 29104; Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0804170695 Рег. № 36697-12 | HP Proliant DL180 Gen9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | Бичурская СЭС, КРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч. № 202 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. №№ 17-26830; 17-26842; 1726846; Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-НТЗ-10 кл. т 0,5 Ктн = (10500/V3)/ (100/V3) Зав. №№ 30506; 31469; 30503; Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0803170531 Рег. № 36697-12 | HP Proliant DL180 Gen9 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| Номер ИК | cos Ф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, |
| «о I < S Й I VI £ (2) II | I5 %—I изм<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | % О <N I — S го К I — £ О о I |
| 1-6 (Счетчики -0,2S; ТТ - 0,5S; ТН - 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,2 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| Номер ИК | cos Ф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, |
| «О I < S Й (2) I VI )% (2) II | I5 %—I изм<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | % О <N I — % 0 00 10 I 1— £ О О I |
| 1-6 (Счетчики - 0,5; ТТ - 0,5S; ТН - 0,5) | 0,9 | ±4,2 | ±2,9 | ±2,3 | ±2,3 |
| 0,7 | ±3,4 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±2,7 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Примечания:
1 Погрешность измерений электрической энергии 6i(2)%p и 5i(2)%q для cos9=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем указанные в настоящем описании типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 1 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 ^ом | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 1 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 +10 до +30 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-3: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| ИВК: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | 114 |
| ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты;
в журналах событий счетчиков и ИВК фиксируются факты параметрирования; пропадания напряжения и коррекции шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
ИВК.
Наличие защиты на программном уровне пароль на счетчиках электроэнергии, пароль на ИВК. Пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована) и ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 18 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-НТЗ-10 | 6 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 6 шт. |
| Сервер ИВК | HP Proliant DL180 Gen9 | 1 шт. |
| ПО (коплект) | «Энергосфера» | 1 шт. |
| Устройством синхронизации времени | УСВ-3 | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-3517-550-2016 | 1 экз. |
| Формуляр | 11639320.411711.017.ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3517-550-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Солнечные электростанции «ЭНЕРГОМИР-ПРО». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 12.12.2016 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;
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ-А, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10;
радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46434-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бичурская солнечная электростанция». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 2327/550-RA.RU.311703-2018 от 01.03.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бичурская солнечная электростанция»
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
71328-18: Методика поверки РТ-МП-3517-550-2016Скачать935.8 Кб