Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал ПАО "ОГК-2" - Серовская ГРЭС

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал ПАО «ОГК-2» - Серовская ГРЭС (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 (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), 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 ТК16Ь (УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) филиал ПАО «ОГК-2» - Серовская ГРЭС, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервера баз данных (БД) АИИС КУЭ, объединенных в кластер, устройство синхронизации времени РСТВ-01-01 (УСВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) Телескоп +.

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 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, 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 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. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы серверов БД и радиосервер точного времени РСТВ-01-01, синхронизирующий часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника.

Сравнение показаний часов серверов БД с РСТВ-01-01 осуществляется непрерывно. Корректировка часов серверов БД производится независимо от величины расхождений.

Сравнение показаний часов УСПД с часами серверов БД осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов УСПД производится при расхождении часов УСПД и часов сервера БД на величину более ±2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера БД осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера БД на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчика, УСПД и серверов БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО Телескоп +, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО Телескоп + 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 Телескоп +.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование

программного

обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование

файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой

идентификатор

программного

обеспечения

(контрольная

сумма

исполняемого

кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Сервер сбора данных

SERVER-

MZ4.dll

f851b28a924da

7cde6a57eb2ba

15af0c

ПО

«Телескоп +»

АРМ Энергетика

ASCUE_MZ4.dll

не

ниже

4.05

Cda718bc6

dl23b63a8822a

b86c2751ca

MD5

Пульт диспечера

PD_MZ4.dll

2b63c8c01bcd6

1c4f5bl5e097f1

ada2f

ПО «Телескоп +» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО «Телескоп +» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК в АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

м

о

К

Наименование

ИК

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические

характеристики

ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

УСВ

Основ

ная

погреш

-ность,

%

Погрешность в рабочих усло-виях,%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Серовская ГРЭС, ТГ-9 (20 кВ)

GSR Кл. т. 0,2S Ктт 18000/5 Рег. № 25477-08

UGE Кл. т. 0,2 Ктн 20000:V3/100:V3 Рег. № 25475-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

TK16L Рег. № 36643-07

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

2

Серовская ГРЭС, 0РУ-110 кВ, яч. 15, ВЛ 110 кВ Краснотурьинск -Серовская ГРЭС I цепь с отпайками

Т0ГФ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 44640-10

НКФ-110 Кл. т. 1,0 Ктн

110000:V3/100:V3 Рег. № 922-54

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

TK16L Рег. № 36643-07

активная

реактивная

±1,4

±3,1

±2,1

±3,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

3

Серовская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 17, ВЛ 110 кВ Краснотурьинск -Серовская ГРЭС II цепь с отпайками

ТОГФ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 44640-10

НКФ-110 Кл. т. 1,0 Ктн

110000:^3/100:^3 Рег. № 922-54

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

TK16L Рег. № 36643-07

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

активная

реактивная

±1,4

±3,1

±2,1

±3,3

4

Серовская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 1а, ВЛ 110 кВ Метзавод -Серовская ГРЭС 1 с отпайкой на ПС Серов-Сортировочный

ТОГФ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 44640-10

НКФ-110 Кл. т. 1,0 Ктн

110000:^3/100:^3 Рег. № 922-54

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,4

±3,1

±2,1

±3,3

5

Серовская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 2, ВЛ 110 кВ Метзавод -Серовская ГРЭС 2 с отпайкой на ПС Серов-Сортировочный

ТОГФ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 44640-10

НКФ-110 Кл. т. 1,0 Ктн

110000:^3/100:^3 Рег. № 922-54

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,4

±3,1

±2,1

±3,3

6

Серовская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 21, ВЛ 110 кВ Морозково -Серовская ГРЭС с отпайкой на ПС Балагур

ТОГФ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 44640-10

НКФ-110 Кл. т. 1,0 Ктн

110000:^3/100:^3 Рег. № 922-54

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,4

±3,1

±2,1

±3,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

7

Серовская ГРЭС, 0РУ-110 кВ, яч. 10,

ВЛ 110 кВ Серов - Серовская ГРЭС с отпайками

Т0ГФ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 44640-10

НКФ-110 Кл. т. 1,0 Ктн

110000:^3/100:^3 Рег. № 922-54

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

TK16L Рег. № 36643-07

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

активная

реактивная

±1,4

±3,1

±2,1

±3,3

8

Серовская ГРЭС, 0РУ-110 кВ, яч. 4, ВЛ 110 кВ Серовская ГРЭС -Ферросплав I цепь с отпайкой на ПС Теплосеть

Т0ГФ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 44640-10

НКФ-110 Кл. т. 1,0 Ктн

110000:^3/100:^3 Рег. № 922-54

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,4

±3,1

±2,1

±3,3

9

Серовская ГРЭС, 0РУ-110 кВ, яч. 6, ВЛ 110 кВ Серовская ГРЭС -Ферросплав II цепь с отпайкой на ПС Теплосеть

Т0ГФ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 44640-10

НКФ-110 Кл. т. 1,0 Ктн

110000:^3/100:^3 Рег. № 922-54

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,4

±3,1

±2,1

±3,3

10

Серовская ГРЭС, 0РУ-110 кВ, яч. 8, ВЛ 110 кВ Серовская ГРЭС -Ферросплав III цепь с отпайкой на ПС Энерголесокомбинат

Т0ГФ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 44640-10

НКФ-110 Кл. т. 1,0 Ктн

110000:^3/100:^3 Рег. № 922-54

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,4

±3,1

±2,1

±3,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Серовская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 23, ОВ 110 кВ

ТОГФ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 44640-10

НКФ-110 Кл. т. 1,0 Ктн

110000:V3/100:V3 Рег. № 922-54

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

TK16L Рег. № 36643-07

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

активная

реактивная

±1,4

±3,1

±2,1

±3,3

12

Серовская ГРЭС, ОРУ-220 кВ,

2 СШ 220 кВ, яч.№5, ВЛ-220 кВ БАЗ - Серовская ГРЭС

ТОГФ-220 Кл. т. 0,2S Ктт 1200/5 Рег. № 46527-11

НКФ-220-58 Кл. т. 1,0 Ктн

220000:V3/100:V3 Рег. № 1382-60

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,4

±3,1

±2,1

±3,3

13

Серовская ГРЭС, ОРУ-220 кВ,

1 СШ 220 кВ, яч.№3, ВЛ 220 кВ Серовская ГРЭС -Сосьва №1

ТОГФ-220 Кл. т. 0,2S Ктт 1200/5 Рег. № 46527-11

НКФ-220-58 Кл. т. 1,0 Ктн

220000:V3/100:V3 Рег. № 1382-60

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,4

±3,1

±2,1

±3,3

14

Серовская ГРЭС, КРУЭ-220 кВ, 3,4 СШ 220 кВ, яч.№D10,

ВЛ 220 кВ Серовская ГРЭС -Краснотурьинск

CTSG Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 46666-11

UDP 245 Кл. т. 0,2 Ктн

220000:V3/100:V3 Рег. № 48448-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

TK16L Рег. № 36643-07

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

15

Серовская ГРЭС, КРУЭ-220 кВ, 3,4 СШ 220 кВ, яч.№D03, ВЛ-220 кВ Серовская ГРЭС - Сосьва №2

CTSG Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 46666-11

UDP 245 Кл. т. 0,2 Ктн

220000:V3/100:V3 Рег. № 48448-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

Продолжение таблицы 2_

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 cosj = 0,8 инд ^0,02-^см и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 15 от 0 до плюс 40 °C.

4    Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

6    Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов.

7    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

15

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 cosj

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

счетчиков, С

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для счетчика СЭТ-4ТM.03M

165000

для счетчика СЭТ-4ТM.03M

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

для УСПД TC16L

55000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 АИИС КУЭ 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.

Наименование

Тип/Обозначение

Количество, шт./Экз.

Трансформатор тока

GSR

3

Трансформатор тока

ТОГФ-110

30

Трансформатор тока

ТОГФ-220

6

Трансформатор тока

CTSG

6

Трансформатор напряжения

UGE

3

Трансформатор напряжения

НКФ-110

6

Трансформатор напряжения

НКФ-220-58

6

Трансформатор напряжения

UDP 245

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

12

Устройство сбора и передачи данных

TC16L

3

Устройство синхронизации времени

РСТВ-01-01

1

Программное обеспечение

Телескоп +

1

Методика поверки

МП 009-2020

1

Паспорт-Формуляр

ТЛДК.425000.005.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 009-2020 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал ПАО «ОГК-2» -Серовская ГРЭС. Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 13.02.2020 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

-    УСПД TC16L - по документу «Устройство сбора и передачи данных TC16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.041 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2007 г.;

-    РСТВ-01-01 - по документу АВБЛ.468212.039-01 МП «Инструкция. Радиосерверы точного времени РСТВ-01-01. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 27.02.2017 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, Рег. № 46656-11.

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) филиал ПАО «ОГК-2» - Серовская ГРЭС, аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

Развернуть полное описание