Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тюменской ТЭЦ-2 в части ПС 110 кВ Водозабор (далее по тексту
- АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни: первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие 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;
второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа ЭКОМ-3000 и технические средства приема-передачи данных.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК обеспечивает обработку данных и их архивирование, ведение базы данных для автоматизированных рабочих мест (АРМ). В состав ИВК входит сервер АИИС КУЭ, связь которого с УСПД осуществляется по локальной вычислительной сети (Ethernet) и интерфейсу EIA-232.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU), результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Первичные фазные 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. Интервал времени усреднения мощности для коммерческого учета установлен равным 30 минут.
Передача информации о результатах измерений и состоянии средств измерений (журналов событий) со счетчиков в УСПД осуществляется каждые 30 мин по запросу УСПД в цифровом виде. Накопленные значения хранятся в 30-минутных архивах УСПД. Архивы обновляются циклически и обеспечивают энергонезависимое хранение информации как минимум за последние 35 суток.
Передача информации из УСПД в ИВК осуществляется по запросу ИВК в цифровом виде. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Сервер АИИС КУЭ в автоматическом режиме раз в сутки посредством электронной почты передаёт результаты измерений на АРМ в формате электронного документа XML макета 80020.
Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и предоставление данных для оформления справочных и отчетных документов
АРМ АИИС КУЭ осуществляет передачу данных в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, смежному субъекту в виде XML макета формата 80020.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, сервера АИИС КУЭ. В качестве УСВ используется ГЛОНАСС/GPS-модуль, входящий в состав УСПД ЭКОМ-3000.
Сравнение показаний часов УСПД и УСВ осуществляется непрерывно. Синхронизация часов УСПД и УСВ осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД осуществляется не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД на величину более чем ± 2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД осуществляется не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ± 1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Серве | р АИИС КУЭ |
| Наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.1 |
| Идентификационное наименование ПО | Pso metr.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| К 2 | Наименование ИК | Состав ИК АИИС КУЭ |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110 кВ Водозабор, КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 5, 59Т | ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 58720-14 | ЗНОЛПМ-6 кл.т. 0,2 кт.н. 6000/V3/100/V3/100 Рег. № 35505-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | 0 о 2 3- -9 4 0 О7 « ^ Э С fc О Рн У | Сервер АИИС КУЭ |
| 2 | ПС 110 кВ Водозабор, КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 7, БНВ-1 | ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 58720-14 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 3 | ПС 110 кВ Водозабор, КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 9, БНВ-3 | ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 58720-14 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 4 | ПС 110 кВ Водозабор, КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 6, 60Т | ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 58720-14 | ЗНОЛПМ-6 кл.т. 0,2 кт.н. 6000/V3/100/V3/100 Рег. № 35505-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УСПД ЭК0М-3000 Рег. № 17049-14 | Сервер АИИС КУЭ |
| 5 | ПС 110 кВ Водозабор, КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 8, БНВ-2 | ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 58720-14 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 6 | ПС 110 кВ Водозабор, КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 10, БНВ-4 | ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 58720-14 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| Примечания: 1 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 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа. 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 неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | еоБф | Пределы допу измерении ак применения АИ | скаемой относительной погрешности ИК при тивной электроэнергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), % |
| I1(2)< I изм< I 5 % | I5 %< I изм< I 20 % | I 20 %< I изм< I 100 % | I100 %< I изм< I 120 % |
| 1 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,5 | ±5,3 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 |
| Номер ИИК | sin9 | Пределы допу измерении ре применения АИ | скаемой относительной погрешности ИК при активной электроэнергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), % |
| 1I < I К W м < I 5 % 6х | I 5 % < I и W < I 2 0 % 6х | I 20 %< I изм< I 100 % | I100 %< I изм< I 120 % |
| 1 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) | 0,44 | ±5,8 | ±3,8 | ±2,8 | ±2,8 |
| 0,6 | ±4,2 | ±3,0 | ±2,2 | ±2,2 |
| 0,71 | ±3,5 | ±2,7 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,87 | ±2,9 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,8 |
| Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия применения: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| коэффициент мощности cos ф | 0,9 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | от 1 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, ТН, °С | от -40 до +50 |
| температура окружающей среды для счетчиков, УСПД ЭКОМ-3000, °С | от +5 до +35 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 75 до 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД ЭКОМ-3000: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД ЭКОМ-3000 | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, 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:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Количество |
| Трансформатор тока | ТЛК-СТ-10-ТЛМ1.1 | 12 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛПМ-6 | 6 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 6 шт. |
| УСПД | ЭКОМ-3000 | 1 шт. |
| Сервер АИИС КУЭ | ProLiant DL360 | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-8059-500-2020 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.389 ПФ | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тюменской ТЭЦ-2 в части ПС 110 кВ Водозабор». Аттестована ООО «МЦМО», регистрационный номер 01.00324-2011 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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 8.129-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений времени и частоты
80997-21: Методика поверки РТ-МП-8059-500-2020Скачать5.5 Мб