Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), блок синхронизации часов реального времени БСЧРВ-011М (БСЧРВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение ПО «Энфорс АСКУЭ», автоматизированное рабочее место, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует отчеты в формате XML, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Internet в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы. АИИС КУЭ оснащена БСЧРВ, установленным в телекоммуникационном шкафу. От БСЧРВ, подключенного к преобразователю-коммуникатору по каналу RS-232, осуществляется синхронизация ИВК и счетчиков. Время задержки коррекции часов БСЧРВ составляет 0,01 с. Сравнение и коррекция часов серверов с часами БСЧРВ производится 1 раз в 30 минут. Часы счетчиков синхронизированы по времени с часами БСЧРВ, сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков осуществляется при обнаружении расхождения с часами БСЧРВ более ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ используется ПО «Энфорс АСКУЭ» (версия не ниже 1.6.20.64). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.0772014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки программного обеспечения
| Идентификационные признаки | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование модуля администратора | Enfadmin.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | B80F4F4656ED3BCA2CBD6BAE501783CF |
| Идентификационное наименование модуля оперативного контроля | NewOpcon.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | 1374C5A36E8BACEFF 6ADD7881DD88ВЕС |
| Идентификационное наименование модуля оперативного контроля | New_Graph_KWN. ехе) |
| Цифровой идентификатор ПО | 8EF7D6F661A2D38764Е82Е09 А01D5 |
| Идентификационное наименование модуля формирования отчетов | NewReports.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | D2A12BAEDF77533F8B36C9B5616BC6DB |
| Идентификационное наименование модуля ручной обработки | Dataproc.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | А321BA7E0F168D6C7D37BC806D12CBC0 |
| Идентификационное наименование модуля ручного и автоматического ввода, данного | Medit.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | 0FB2E42D0CC73754FC2512F9ABFC5D7E |
| Идентификационное наименование модуля Модуль «Экспорт данных в Excel» | ExportToExcel 2000.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | 01DA6598B983CB8B62650A1652566773 |
| Продолжение таблицы 1 |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование модуля экспорта-импорта данных в формате АСКП | Enf ASKP.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | FCB165ЕА38726E2DF6DB27C525358D4A |
| Идентификационное наименование модуля формирования и отправки актов перетоков электроэнергии (макет 51070 XML) | NewM51070 18.10.2011.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | 17248Е413195СС394019F0D3FF17В087 |
| Идентификационное наименование модуля формирования и отправки макетов 80020 в ОАО “АТС» | М80020 18.10.2011.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | С4В748Е115В152572D07E90B5 АFE8452 |
| Идентификационное наименование модуля формирования и отправки макета 80040 и 80050 | M80050.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | 625F522FE1A9C85B76AA3667446CD8A4 |
| Идентификационное наименование модуля загрузки данных из текстовых файлов | Load-DataFromTXT.ехе |
| Цифровой идентификатор ПО | 7A48D7B7BCB883B1FAB50852EBBD84C2 |
| Идентификационное наименование модуля (Enfc Log.exe) | Enfc Log.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | DE6529F1492B527A8768BCF6FC586D1A |
| Идентификационное наименование модуля настройки подключения к серверу Oracle | Еп-flogon.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | 6СВ1DE1EF5CC2FB3В9С9С904Е36В0355 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2.12.3 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, <и м о к | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УССВ / ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 41 | Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.4, ВЛ-110-4 | CTIG-110 1000/1, КТ 0,2S Рег. № 49226-12 | VDGW2 110000/V3/100/V3, КТ 0,2 Рег. № 43486-09 | СЭТ-4 ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | БСЧРВ-011М/ HP DL180G6E5620 |
| 42 | Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.9, ВЛ-110-5 | CTIG-110 1000/1, КТ 0,2S Рег. № 49226-12 | VDGW2 110000/V3/100/V3, КТ 0,2 Рег. № 43486-09 | СЭТ-4 ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 45 | Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.10, ВЛ-110-24 | CTIG-110 1000/1, КТ 0,2S Рег. № 49226-12 | VDGW2 110000/V3/100/V3, КТ 0,2 Рег. № 43486-09 | СЭТ-4 ТМ.03М.16 КТ 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 БСЧРВ 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. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Г раницы основной погрешности (±5), %
Вид
электрической
энергии
Номер ИК
Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %
Активная
Реактивная
0,6
1,0
0,8
1,7
41,42,45
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cos9=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 3 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гц | от 98 до102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cosj (sinj) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С: СЭТ-4ТМ.03М - температура окружающей среды для сервера, °С: - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, не более, % - частота, Гц | от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +70 от -40 до +70 от +10 до + 30 от 80 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее СЭТ-4ТМ.03М Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000 100000 1 |
| Г лубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.03М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, сут Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±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 ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне :
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт |
| Трансформатор тока | CTIG-110 | 9 |
| Трансформатор напряжения | VDGW2 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.16 | 3 |
| Блок синхронизации часов реального времени | БСЧРВ-011М | 1 |
| Основной сервер | HP ProLiant ML110 G6 | 1 |
| Резервный сервер | Supermicro 6024H | 1 |
| Автоматизированное рабочее место | АРМ | 1 |
| Документация |
| Методика поверки | МП 26.51.43-48-7714348389-2018 | 1 |
| Формуляр | ФО 26.51.43-48-7714348389-2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-48-7714348389-2018. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 18.07.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТM.03М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1. «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15500-12);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ-04 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).
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) Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ». МВИ 26.51.43-48-7714348389-2018, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72687-18: Методика поверки МП 26.51.43-48-7714348389-2018Скачать629.4 Кб