Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Черняховск О-4» (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 (далее - ТТ) трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, 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 RTU 325T (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени Метроном 300 (далее - УССВ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПС «Черняховск О-4», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - 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 охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ не более ±1 с. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и УССВ более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД 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 «Телескоп +» версии не ниже 4.05, 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 - Метрологические значимые модули 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 |
| ПО «Телескоп +» | Сервер сбора данных | SERVER- MZ4.dll | не ниже 4.05 | f851b28a924da 7cde6a57eb2ba 15af0c | MD5 |
| АРМ Энергетика | ASCUE_MZ4.dll | Cda718bc6 dl23b63a8822a b86c2751ca |
| 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 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 S о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ПС «Черняховск О-4» |
| 1 | ВЛ-110кВ Черняховск- 0-50 Междуречье с отпайкой на ПС 0-32 Черняховск 2 Л-114 | TG-145 600/5 Кл.т. 0,2 Рег. № 30489-05 | ЗН0Г-110 У1 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 61431-15 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU 325T Рег. № 44626-10 | активная реактивная | ±0,6 ±1,1 | ±1 ,4 ±2,3 |
| 2 | ВЛ-110кВ Маяковская ТЭС -0-4 Черняховск №1 Л-188 | Т0ГФ-110 III УХЛ1 600/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 61432-15 | ЗН0Г-110 У1 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 61431-15 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | ±0,6 ±1,1 | ±1 ,3 ±3,0 |
| 3 | ВЛ-110кВ О-4 Черняховск- 0-16 Лужки №2 Л-133 | ТГФМ-110П* 600/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 36672-08 | ЗН0Г-110 У1 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 61431-15 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | ±0,9 ±2,0 | ±4,0 ±4,5 |
| 4 | ВЛ-110кВ Талаховская ТЭС - Черняховск с отпайками Л-186 | Т0ГФ-110 III УХЛ1 600/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 61432-15 | ЗН0Г-110 У1 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 61431-15 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | ±0,6 ±1,1 | ±1 ,3 ±3,0 |
| 5 | ВЛ-110кВ Маяковская ТЭС -Черняховск №1 Л-187 | Т0ГФ-110 III УХЛ1 600/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 61432-15 | ЗН0Г-110 У1 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 61431-15 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | ±0,6 ±1,1 | ±1 ,3 ±3,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | СВ 110кВ | ТОГФ-110 III УХЛ1 600/5 | ЗНОГ-110 У1 110000:V3/100:V3 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 | | активная | ±0,6 | ±1 ,3 |
| Кл.т. 0,2S Рег. № 61432-15 | Кл.т. 0,2 Рег. № 61431-15 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | реактивная | ±1,1 | ±3,0 |
| 7 | ОВ 110кВ | ТОГФ-110 III УХЛ1 600/5 | ЗНОГ-110 У1 110000:V3/100:V3 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 | | активная | ±0,6 | ±1 ,3 |
| Кл.т. 0,2S Рег. № 61432-15 | Кл.т. 0,2 Рег. № 61431-15 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU 325T Рег. № | реактивная | ±1,1 | ±3,0 |
| 8 | Т-1 110кВ | ТОГФ-110 III УХЛ1 600/5 | ЗНОГ-110 У1 110000:V3/100:V3 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 | 44626-10 | активная | ±0,6 | ±1 ,3 |
| Кл.т. 0,2S Рег. № 61432-15 | Кл.т. 0,2 Рег. № 61431-15 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | реактивная | ±1,1 | ±3,0 |
| 9 | Т-2 110кВ | ТОГФ-110 III УХЛ1 600/5 | ЗНОГ-110 У1 110000:V3/100:V3 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 | | активная | ±0,6 | ±1 ,3 |
| Кл.т. 0,2S Рег. № 61432-15 | Кл.т. 0,2 Рег. № 61431-15 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | реактивная | ±1,1 | ±3,0 |
| 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 для cosj = 0,8 инд, I = 0,02 (0,05) 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 9 от 0 до плюс 40 °C
4. 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.
5. Допускается замена УССВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов.
6. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. 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 | 4 |
| 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 | 0,87 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 (5) 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 | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| о сервера, С | от +10 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика A1802RALХQV-P4GB1-DW-4 | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | |
| для УСПД RTU 325T | 40000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| - 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 ПС «Черняховск О-4» 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 | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | TG-145 | 3 |
| Трансформатор тока | ТГФМ-110П* | 3 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-110 III УХЛ1 | 21 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОГ-110 У1 | 54 |
| Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | A1802RALXQV-P4GB1-DW-4 | 9 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU 325T | 1 |
| Устройство синхронизации частоты и времени | Метроном 300 | 1 |
| Программное обеспечение | «Телескоп +» | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-214-2018 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | 001.01.СТСТР.2018.АИИС.ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-214-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Черняховск О-4». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20.11.2018 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» и/или по МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного двигателя»;
- 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 A1802RALQ-P4GB-DW-4 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- УСПД RTU 325T - по документу ДЯИМ.466215.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325L Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- Метроном 300 - по документу М003-13-СИ-2013 МП «Устройства синхронизации частоты и времени Метроном версии 300, 600, 900, 1000, 3000. Методика поверки», утвержденному ФГУП ЦНИИС в декабре 2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 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 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Черняховск О-4», аттестованном
ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Черняховск О-4»
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
73865-19: Методика поверки МП 206.1-214-2018Скачать965.6 Кб