Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ЮК 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 (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - 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 (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), устройство синхронизации времени (далее - УСВ), входящее в УСПД, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ПАО «ЮК ГРЭС», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» другим заинтересованным субъектам.
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 по проводным линиям связи и с помощью GSM связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям стандарта Ethernet на сервер БД.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка и анализ измерительной информации, осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование архивов, резервное копирование, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется с сервера БД или АРМ операторов, по внешнему каналу связи. В качестве внешнего основного канала связи используется канал связи стандарта Ethernet. Результаты измерений передаются автоматически, в виде электронных документов XML-формата. К файлу отчета автоматически прикрепляется электронная подпись (ЭП).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя УСВ на GPS-приемнике, входящее в состав УСПД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов УСПД сихронизировано с сигналами точного времени от GPS-приемника. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера БД и счетчиков. Сравнение времени сервера с временем УСПД осуществляется при каждом опросе и коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера и часов УСПД более, чем на ±2 с. При каждом сеансе связи происходит сравнение времени УСПД «ЭКОМ-3000» с временем счетчиков. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с временем УСПД «ЭКОМ-3000» более, чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
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 не ниже 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 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СВЕБ6Е6СА69318ВЕБ976Е08А2ВВ7814В |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» 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 ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о Н | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД/ Сервер | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих усло-виях,% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-1 (10,5кВ) | ТЛШ-10-1-У3 Кл. т. 0,2S Ктт 4000/5 Рег. № 11077-07 | НОМ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 363-49 | А1801RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09/ ProLiant DL380 G5 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±1,5 ±2,3 |
| 2 | ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-2 (10,5кВ) | ТЛШ-10-1-У3 Кл. т. 0,2S Ктт 4000/5 Рег. № 11077-07 | НОМ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 363-49 | А1801RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±1,5 ±2,3 |
| 3 | ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-3 (10,5кВ) | ТЛШ-10-1-У3 Кл. т. 0,2S Ктт 4000/5 Рег. № 11077-07 | НОМ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 363-49 | А1801RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±1,5 ±2,3 |
| 4 | ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-4 (10,5кВ) | ТШВ15 Кл. т. 0,5 Ктт 8000/5 Рег. № 5718-76 | НОМ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 363-49 | А1801RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±2.9 ±4,5 |
| 5 | ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-5 (10,5кВ) | GSR Кл. т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 25477-03 | ЗНОЛП Кл. т. 0,5 Ктн 11000:V3/100:V3 Рег. № 23544-07 | А1801RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±1,5 ±2,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-6 (10,5кВ) | ТШВ15 Кл. т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 5718-76 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | А1801ЯАЬХ0У-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09/ ProLiant DL380 G5 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±1,5 ±2,3 |
| 7 | ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-7 (10,5кВ) | ТЛШ-10-1-У3 Кл. т. 0,2S Ктт 4000/5 Рег. № 11077-07 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | А1801ЯАЬХ0У-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±1,5 ±2,3 |
| 8 | ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-8 (10,5кВ) | ТШВ15 Кл. т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 5718-76 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | А1801ЯАЬХ0У-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±1,5 ±2,3 |
| 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 cosj = 0,8 инд 1=0,02(0,05) 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 8 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 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 | 8 |
| 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 |
| »-» о/'ч - 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 +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +60 |
| - 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 A1801RALХQV-Р4GB-DW-4 | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | |
| для УСПД ЭКОM-3000 | 75000 |
| - 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 | ТЛШ-10-1-У3 | 12 |
| Трансформатор тока | ТШВ15 | 9 |
| Трансформатор тока | GSR | 3 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-10 | 8 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1801RALХQУ-Р4GB- DW-4 | 8 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Сервер | ProLiant DL380 G5 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 028-2019 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.595 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 028-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ЮК ГРЭС». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 01.04.2019 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 3195-2018. «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 A1801RALХQV-Р4GB-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.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- метеометр МС 200А, Рег. № 27468-04.
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) ПАО «ЮК 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
75147-19: Методика поверкиСкачать7.5 Мб