Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Блока 1 Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трёхуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы состоят из трёх уровней:
1-ый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии; вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер БД) на базе программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. 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 усреднения 30 мин.
Средняя активная и реактивная электрическая мощность вычисляется на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, её накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы - сервер БД.
На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи (резервный канал связи). Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов в формате XML 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта рынка по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя УССВ на основе устройства синхронизации частоты и времени Метроном-300, встроенные часы сервера БД, УСПД и счетчиков электрической энергии. УССВ осуществляет прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).
Коррекция времени сервера БД производится по сигналам точного времени УССВ. Контроль рассогласования времени производится каждые 5 мин, коррекция - по факту наличия расхождения, превышающего ±1 с.
Коррекция времени УСПД осуществляется со стороны сервера БД. Контроль рассогласования времени производится с тридцатиминутным интервалом времени при каждом опросе сервером БД УСПД, коррекция - при наличии рассогласования ±1 с.
Коррекция времени счетчиков производится со стороны УСПД. Контроль времени расхождения производится при опросе счетчика, коррекция - по факту наличия расхождения, превышающего ±2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и величины коррекции времени, на которые было скорректировано устройство.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 -2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07.06 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| ИКр е S о я | Наименование точки измерений | Состав ИК АИИС КУЭ |
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) | Обозначение, тип | УСПД | УССВ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 192 | Кировская ТЭЦ-3, СШ 110 кВ, ОВ2 110 кВ | н н | Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 44640-10 | А | Т0ГФ-110 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
| В | Т0ГФ-110 |
| С | Т0ГФ-110 |
| я н | Кт = 0,2 Ктн = 110000/V3/100/V3 № 39263-11 | А | НКФА |
| В | НКФА |
| С | НКФА |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 |
| 193 | Кировская ТЭЦ-3, СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Вятка | н н | Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 44640-10 | А | Т0ГФ-110 |
| В | Т0ГФ-110 |
| С | Т0ГФ-110 |
| я н | Кт = 0,2 Ктн = 110000/V3/100/V3 № 39263-11 | А | НКФА |
| В | НКФА |
| С | НКФА |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 |
_А
В
ТОГФ-110
Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 44640-10
Т
Т
ТОГФ-110
С
ТОГФ-110
_А
^В_
С
НКФА
Н
Т
НКФА
194
НКФА
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Чепецк
Кт = 0,2 Ктн = 110000/V3/100/V3 № 39263-11
к
и
тчи
е
ч
С
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М.01
А
ТОГФ-110
Кт = 0,2 Ктт = 1000/5 № 44640-10
Т
Т
ТОГФ-110
В
С
ТОГФ-110
А
НКФА
Н
Т
НКФА
В
209
С
НКФА
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110 кВ, СВ13 110 кВ
Кт = 0,2 Ктн = 110000/V3/100/V3 № 39263-11
RTU-325L Рег. № 37288-08
Метроном-300 Рег. № 74018-19
к
и
ч
т
е
ч
С
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
А
ТОГФ-110
Кт = 0,2 Ктт = 1000/5 № 44640-10
Т
Т
ТОГФ-110
В
С
ТОГФ-110
А
НКФА
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110 кВ, СВ24 110 кВ
Н
Т
НКФА
В
С
НКФА
Кт = 0,2 Ктн = 110000/V3/100/V3 № 39263-11
к
и
ч
т
е
ч
С
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
А
Т0ГФ-110
Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 44640-10
Т
Т
Т0ГФ-110
В
С
Т0ГФ-110
А
НКФА
Н
Т
НКФА
В
211
С
НКФА
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110 кВ, СР ОСШ 110 кВ
Кт = 0,2 Ктн = 110000/V3/100/V3 № 49583-12
к
и
тчи
е
ч
С
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
_А_
^В_
С
JKQ
Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 № 41964-09
Т
Т
JKQ
JKQ
_А_
^В_
С
TJC 6-G
Н
Т
TJC 6-G
200
TJC 6-G
Кировская ТЭЦ-3, ТГ ГТ1 15,75 кВ
Кт = 0,2 Ктн = 15750/V3/100/V3 № 49111-12
RTU-325L Рег. № 37288-08
Метроном-300 Рег. № 74018-19
к
и
ч
т
е
ч
С
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
_А
^В_
С
JKQ
Кт = 0,2S Ктт = 6000/5 № 41964-09
Т
Т
JKQ
JKQ
_А_
^В_
С
TJC 6-G
Н
Т
TJC 6-G
TJC 6-G
Кировская ТЭЦ-3, ТГ ПТ1 10,5 кВ
Кт = 0,2 Ктн = 10500/V3/100/V3 № 49111-12
к
и
ч
т
е
ч
С
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Допускается изменение наименований ИК без изменения объекта измерений.
4 Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
5 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа АИИС КУЭ.
6 Замена компонентов АИИС КУЭ и изменение наименований ИК оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце порядке, с внесением изменений в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| | Активная | 0,8 | 2,6 |
| 192, 193, 194 | | | |
| | Реактивная | 1,4 | 3,5 |
| | Активная | 0,5 | 2,0 |
| 200, 204, 211 | | | |
| | Реактивная | 1,1 | 2,0 |
| | Активная | 0,5 | 2,2 |
| 209, 210 | | | |
| | Реактивная | 1,1 | 1,9 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
| Примечания: | | | |
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней |
| мощности (30 минут). |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. |
| 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 1(2)%!ном, cos9 = 0,5инд и |
| температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ^ом - ток, % от ^ом - частота, Гц - коэффициент мощности, cos ф (sin ф) - температура окружающей среды, °С | от 99 до 101 от 100 до 120 от 49 до 51 0,87 от +21 до +25 |
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ^ом | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 1(2) до 120 |
| - частота, Гц | от 47,5 до 52,5 |
| - коэффициент мощности, cos ф (sin ф) | от 0,5инд. до 0,8емк. |
| | (от 0,87 до 0,5) |
| температура окружающей среды, °С: | |
| - для ТТ и ТН | от -25 до +40 |
| - для электросчетчиков | от -40 до +60 |
| - для УСПД | от -10 до +55 |
| - для УССВ | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - 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 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3, 5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства автоматического включения резерва;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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 АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | Т0ГФ-110 | 18 шт. |
| Трансформаторы тока | JKQ | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НКФА | 9 шт. |
| Трансформаторы напряжения | TJC 6-G | 6 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 5 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 3 шт. |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-325L | 1 шт. |
| Устройства синхронизации частоты и времени | Метроном-300 | 1 шт. |
| ПО | «АльфаЦЕНТР» | 1 шт. |
| Методика поверки | МП-312235-137-2021 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ФКТП.003001.2020.ПС | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Блока 1 Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Блока 1 Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс»
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
82658-21: Методика поверки МП-312235-137-2021Скачать10.3 Мб