Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС "Гусев"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Гусев» (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 ЯТИ-325Т (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени Метроном 300 (Рег. № 56465-14) (далее - УСВ).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПС «Гусев», 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 УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и УСВ более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и УСВ не более ± 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

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 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

Я

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электроэне

ргии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основна

я

погрешн ость, %

Погреш ность в рабочих условия

х, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ВЛ-110кВ 0-54 Гусев - 0-20 Озёрск Л-113

ТФЗМ-110Б - 1У1 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71

ЗН0Г-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15

A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325Т Рег. № 44626-10

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±2,9

±4,7

2

ВЛ-110кВ Маяковская ТЭС-0-54 Гусев №1 Л-107

Т0ГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15

ЗН0Г-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15

A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325Т Рег. № 44626-10

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

3

ВЛ-110кВ Маяковская ТЭС-0-54 Гусев №2 Л-189

Т0ГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15

ЗН0Г-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15

A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325Т Рег. № 44626-10

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

4

ВЛ-110кВ 0-54 Гусев-0-37 Лунино Л-102

ТФЗМ-110Б - ГУ1 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71

ЗН0Г-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15

A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325Т Рег. № 44626-10

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±2,9

±4,7

5

ВЛ-110кВ 0-54 Гусев-0-15 Нестеров Л-101

ТФЗМ-110Б - Ш Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71

ЗН0Г-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15

A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325Т Рег. № 44626-10

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±2,9

±4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

СВ 110кВ

ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15

ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15

A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325Т Рег. № 44626-10

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

7

ОВ 110кВ

ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15

ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15

A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325Т Рег. № 44626-10

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

8

Т-1 110кВ

ТФЗМ-110Б - ГУ1 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 12692; Зав. № 21019; Зав. № 20971 Рег. № 2793-71

ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15

A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325Т Рег. № 44626-10

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±2,9

±4,7

9

Т-2 110кВ

ТФЗМ-110Б - Ш Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71

ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15

A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325Т Рег. № 44626-10

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±2,9

±4,7

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 - 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 УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов.

6.    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

9

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

электросчетчиков, С:

от -40 до +65

- 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 A1802RALХQV- Р4GB1 -DW-4

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

для УСПД RТU-325Т

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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Гусев» 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.

1

2

3

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б - 1У1

15

Трансформатор тока

ТОГФ-110 III УХЛ1

12

Трансформатор напряжения

ЗНОГ-110 У1

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802RALXQV- P4GB1 -DW-4

9

Устройство сбора и передачи данных

RТU-325Т

1

Устройство синхронизации времени

Метроном 300

1

Программное обеспечение

«Телескоп +»

1

Методика поверки

МП 206.1-228-2018

1

Паспорт-Формуляр

АИИС КУЭ.001.СТСТР.ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-228-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Гусев». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.12.2018 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 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 A1802RALXQV- P4GB1 -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. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;

-    УСПД RТU-325Т - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 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 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) ПС «Гусев», аттестованной 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 «Гусев»

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