Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РП 220 кВ Белый порог (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), автоматизированное рабочее место оператора (АРМ) и технические средства приема-передачи данных;
3-й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер центра сбора и обработки данных (сервер ЦСОД) «Норд Гидро - Белый порог», устройство синхронизации системного времени (УССВ), АРМы, программное обеспечение (ПО).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на вход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на сервер уровня ИВК.
Сервер ЦСОД, с периодичностью один раз в 30 минут, производит опрос уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Один раз в сутки сервер ЦСОД АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате ХМЬ. Файл с результатами измерений в формате XML подписывается электронно-цифровой подписью и направляется в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-2, в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS).
Сличение часов сервера с часами УССВ-2 происходит ежесекундно. Коррекция часов сервера выполняется при расхождении с показаниями УССВ-2 более чем на ±1 с.
Сличение часов УСПД с часами УССВ-2 происходит ежесекундно. Коррекция часов УСПД выполняется при расхождении с показаниями УССВ-2 более чем на ±1 с.
Время счетчиков сличается со временем УСПД один раз в час. Коррекция времени счетчиков проводится при расхождении времени счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.10.03, в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Метрологически значимой частью ПО «АльфаЦЕНТР» является библиотека ac_metrology.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | « АльфаЦЕНТР» Библиотека ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «средний».
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ/ Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ВЛ 220 кВ Кривопрожская ГЭС-Белый порог № 1 | ТОГФ-220 Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 рег.№ 61432-15 | ЗНОГ-220 Кт = 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 рег.№ 61431-15 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. №3185711 | |
| 2 | ВЛ 220 кВ Белый порог-Костомукша № 2 | ТОГФ-220 Кт = 0,2S Ктт=1000/1 рег.№ 61432-15 | ЗН0Г-220 Кт = 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 рег. № 61431-15 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. №3185711 | RTU-325 рег.№ 37288-08/ УССВ-2 |
| 3 | ВЛ 220 кВ Белый порог-Костомукша № 1 | ТОГФ-220 Кт = 0,2S Ктт=1000/1 рег.№ 61432-15 | ЗН0Г-220 Кт = 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 рег. № 61431-15 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. №3185711 | рег.№ 54074-13/ Сервер БД HP Proliant |
| 4 | ВЛ 220 кВ Кривопрожская ГЭС-Белый порог № 2 | ТОГФ-220 Кт = 0,2S Ктт=1000/1 рег.№ 61432-15 | ЗН0Г-220 Кт = 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 рег. № 61431-15 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 3185711 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 5 | ВЛ 220 кВ Белопорожская ГЭС-1 - Белый порог I цепь | ВСТ Кт = 0,2S Ктт = 400/1 рег.№52235-12 | ЗНОГ-220 Кт = 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 рег.№ 61431-15 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 3185711 | RTU-325 рег.№ 37288-08/ УССВ-2 рег.№54074-13/ Сервер БД HP Proliant |
| 6 | ВЛ 220 кВ Белопорожская ГЭС-1 - Белый порог II цепь | ВСТ Кт = 0,2S Ктт = 400/1 рег.№ 52235-12 | ЗНОГ-220 Кт = 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 рег.№ 61431-15 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. №31857-11 |
| 7 | ВЛ 220 кВ Белопорожская ГЭС-2 - Белый порог I цепь | ВСТ Кт = 0,2S Ктт = 400/1 рег.№52235-12 | ЗНОГ-220 Кт = 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 рег.№ 61431-15 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 3185711 |
| 8 | ВЛ 220 кВ Белопорожская ГЭС-2 - Белый порог II цепь | ВСТ Кт = 0,2S Ктт = 400/1 рег.№52235-12 | ЗНОГ-220 Кт = 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 рег. № 61431-15 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. №31857-11 |
| 9 | ТСН-1 РП 220 кВ Белый порог | ТЛО-10 Кт = 0,5S Ктт = 100/5 рег. №25433-11 | ЗНОЛП-ЭК 10 Кт = 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 рег. №68841-17 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кт = 0,5S/1,0 рег. №31857-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 10 | Ввод КЛ-1 (КЛ 10 кВ от 1 СШ РУ 10 кВ Белопорожская ГЭС-2) | ТЛО-10 Кт = 0,5S Ктт = 200/5 рег. №25433-11 | ЗНОЛП-ЭК 10 Кт = 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 рег. № 68841-17 | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кт = 0,5S/1,0 рег. №31857-11 | |
| 11 | КЛ-3 (КЛ 10 кВ к Т-1 КТП служебного корпуса) | ТЛО-10 Кт = 0,5S Ктт = 100/5 рег. №25433-11 | ЗНОЛП-ЭК 10 Кт = 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 рег. № 68841-17 | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кт = 0,5S/1,0 рег. №31857-11 | |
| 12 | Ввод от Т-1 6/10 кВ | ТЛО-10 Кт = 0,5S Ктт = 200/5 рег. №25433-11 | ЗНОЛП-ЭК 10 Кт = 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 рег. № 68841-17 | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кт = 0,5S/1,0 рег. №31857-11 | RTU-325 |
| 13 | ТСН-2 РП 220 кВ Белый порог | ТЛО-10 Кт = 0,5S Ктт = 100/5 рег. №25433-11 | ЗНОЛП-ЭК 10 Кт = 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 рег. № 68841-17 | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кт = 0,5S/1,0 рег. №31857-11 | рег.№ 37288-08/ УССВ-2 рег.№54074-13/ Сервер БД HP Proliant |
| 14 | КЛ-4 (КЛ 10 кВ к Т-2 КТП служебного корпуса) | ТЛО-10 Кт = 0,5S Ктт = 100/5 рег. №25433-11 | ЗНОЛП-ЭК 10 Кт = 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 рег. № 68841-17 | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кт = 0,5S/1,0 рег. №31857-11 | |
| 15 | Ввод КЛ-2 (КЛ 10 кВ от 2 СШ РУ 10 кВ Белопорожская ГЭС-1 | ТЛО-10 Кт = 0,5S Ктт = 200/5 рег. №25433-11 | ЗНОЛП-ЭК 10 Кт = 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 рег. № 68841-17 | A1805RAL- P4GB-DW-4 Кт = 0,5S/1,0 рег. №31857-11 | |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 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. |
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности, (±ф), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±ф), % |
| | Активная | 0,5 | 1,9 |
| 1-8 | | | |
| | Реактивная | 1,1 | 1,9 |
| | Активная | 1,2 | 5,1 |
| 9-15 | | | |
| | Реактивная | 2,5 | 3,9 |
| Пределы допускаемой погрешности | ±5 | |
| СОЕВ, с | | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности еоБф | 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | |
| - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ 31819.22-2012 | от +21 до +25 |
| ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | |
| ГОСТ 31819.23-2012 | от +21 до +25 |
| ГОСТ Р 52425-2005 | 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 49,5 до 50,5 |
| -температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +45 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков и УСПД, °С | от +10 до +30 |
| -магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| электросчетчики АЛЬФА А1800 (рег. № 31857-11): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД RTU-325 (рег. № 37288-08): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, не более, | |
| ч | 24 |
| устройство синхронизации времени УССВ -2 (рег. № 54074-13): | |
| - средняя наработка на отказ,ч, не менее | 35 000 |
| - среднее время восстановления, ч | 2 |
| 1 | 2 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 35 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 событий ИВК:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на ССД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 8.
Таблица 8 - Комплектность АИИС КУЭ РП 220 кВ Белый порог
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-220 | 12 |
| Трансформатор тока | ВСТ | 12 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 21 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОГ-220 | 18 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК | 6 |
| Счётчик электрической энергии | Альфа А1800 | 15 |
| УСПД | RTU-325 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-2 | 1 |
| Сервер | HP Proliant DL380 | 2 |
| Методика поверки | МП 206.1-007-2020 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ВИЭ-ПД-1-14-БП-ИЛО4.5.ПС-ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-007-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РП 220 кВ Белый порог. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 05.03.2020 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 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации и/или МИ 2925-2005 ГСИ. 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»;
- МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электричсекой энергии трехфазные мнгофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС в 2011 г. и по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электричсекой энергии трехфазные мнгофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.
- УСПД RTU-325 (рег. № 37288-08) - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
- УССВ-2 (рег.№ 54074-13) - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизациии системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Ростест-Москва» в 2013 г.
- блок коррекции времени ЭНКС-2, рег. № 37328-15;
- термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.
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 с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РП 220 кВ Белый порог, аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы
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
78925-20: Методика поверки МП 206.1-007-2020Скачать8.5 Мб