Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной (далее по тексту - 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) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее -счеткики) по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ARIS МТ200 (далее - УСПД), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС), коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПАО «РАО ЭС Востока», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее -ПО) ПК «Энергосфера».
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. 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.
Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО "АТС", АО "СО ЕЭС" и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени (далее
- УСВ), на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС), встроенного в УСПД. Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. От УСПД происходит коррекция часов сервера БД и счетчиков ИИК. Сравнение времени сервера БД со временем УСПД осуществляется каждый час. Коррекция часов сервера БД и УСПД проводится при расхождении часов сервера БД и УСПД более чем на ±3 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и УСПД не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД при каждом сеансе связи, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±3 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД 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 ПК «Энергосфера» версии 7.1, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО (модулей ПО) | ПК «Энергосфера» pso metr.dll |
| Номер версии ПК «Энергосфера» | 7.1 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | 6С38ССDD09CA8F92D6F96AC33D157A0E |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
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 ме о Я | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэне ргии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной, КРУЭ-110 кВ, яч. 1, КЛ-110 кВ «ГТУ-ТЭЦ-ПС 2Р» | CTIG Кл. т. 0,2S 600/1 | VDGW2-110X Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
| 2 | ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной КРУЭ-110 кВ, яч. 2, КВЛ-110 кВ «ГТУ-ТЭЦ-ПС Зеленый угол» | CTIG Кл. т. 0,2S 400/1 | VDGW2-110X Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 3 | ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной КРУЭ-110 кВ, яч. 3, КВЛ-110 кВ «ГТУ-ТЭЦ-ПС СИ» | CTIG Кл. т. 0,2S 600/1 | VDGW2-110X Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
| 4 | ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной КРУЭ-110 кВ, яч. 4, КЛ-110 кВ «ГТУ-ТЭЦ-ПС 1Р» | CTIG Кл. т. 0,2S 400/1 | VDGW2-110X Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
| 5 | ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной КРУЭ-110 кВ, яч.5 ШСМВ-110 кВ | CTIG Кл. т. 0,2S 1000/1 | VDGW2-110X Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | Газотурбинная установка Г-1, линейные вывода турбогенератора в составе газотурбинной установки Г-1 | ВСТ Кл. т. 0,5S 4000/1 | UKM 24/3 Кл. т. 0,2 10500:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±2,9 ±4,7 |
| 7 | Газотурбинная установка Г-2, линейные вывода турбогенератора в составе газотурбинной установки Г-2 | ВСТ Кл. т. 0,5S 4000/1 | UKM 24/3 Кл. т. 0,2 10500:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±2,9 ±4,7 |
| 8 | Газотурбинная установка Г-3, линейные вывода турбогенератора в составе газотурбинной установки Г-3 | ВСТ Кл. т. 0,5S 4000/1 | UKM 24/3 Кл. т. 0,2 10500:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±2,9 ±4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 9 | ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной КРУ-6 кВ, Рез.С-6 кВ яч. 58. КЛ-6 кВ Ф-25 «ПС Стройиндустрия-ГТУ-ТЭЦ» | ТЛП-10-6 Кл. т. 0,5S 1000/5 | ЗНОЛПМ-6 Кл. т. 0,5 6300:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
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 - 9 от 0 до плюс 30 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ПАО «РАО ЭС Востока» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 9 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 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 cosj(sinj) | от 0,5 инд. до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | от -40 до +60 |
| электросчетчиков и УСПД, С | |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | 165000 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 2 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | |
| УСПД: | 88000 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 2 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | |
| 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 | 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: | |
| - 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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему 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 | CTIG | 55676-13 | 15 |
| Трансформатор тока | ВСТ | 58147-14 | 9 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 30709-11 | 3 |
| Трансформатор напряжения | VDGW2-110X | 42563-09 | 2 |
| Трансформатор напряжения | UKM 24/3 | 51204-12 | 18 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛПМ-6 | 35505-07 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.16 | 36697-12 | 8 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.01 | 36697-12 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | ARIS MТ200 | 53992-13 | 1 |
| Сервер | IBM System Х3650 M4 | - | 1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-136-2017 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-136-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03 августа 2017 г.
Оновные 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 СЭТ-4ТM.03M.16 - 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-4ТM.03M.01 - 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.;
- УСПД ARIS MТ200- по документу «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки. ПБКМ.424359.005», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 13 мая 2013 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) оттиска 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) ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной, 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) ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке на площадке Центральной пароводяной бойлерной
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
68761-17: Методика поверки МП 206.1-136-2017Скачать863.1 Кб