Назначение
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) № 8 ОАО «Воткинская ГЭС» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) № 8 ОАО «Воткинская ГЭС», регистрационный № 30684-05, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, приведенных в таблице 2. 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, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя ИКМ-Пирамида, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 144), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на вход УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ
и ТН, 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, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с. ИКМ-Пирамида периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ, корректировка часов ИКМ-Пирамида осуществляется независимо от наличия расхождения. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами ИКМ-Пирамида, сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов осуществляется при наличии расхождения больше ±1 с. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и УСПД более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты. секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 | MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности | CalcLeak-age.dll | 3 | b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f | MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac | MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e6649 4521f63d00b0d9f | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseMod-bus.dll | 3 | c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 | MD5 |
Окончание таблицы 1
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePira-mida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f | MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | SynchroNSI.dl l | 3 | 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 | MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
1 | ВЛ 500 кВ Емелино | JK ELK CB3 2000/1 Кл.т. 0,2S А: Зав. № 2012.3806.05/5 В: Зав. № 2012.3806.05/2 С: Зав. № 2012.3806.05/9 | СРВ 550 500000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 А: Зав. № 1HSE 8679858 В: Зав. № 1HSE 8679859 С: Зав. № 1HSE 8679860 SU 550/B4 L 500000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 А: Зав. № 13/114580 В: Зав. № 13/114578 С: Зав. № 13/114579 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01052013 | СИКОН С10 Зав. № 387 | активная реактивная |
2 | ВЛ 500 кВ Кар-мановская ГРЭС | JK ELK CB3 2000/1 Кл.т. 0,2S А: Зав. № 2012.3806.05/8 В: Зав. № 2012.3806.05/6 С: Зав. № 2012.3806.05/4 | СРВ 550 500000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 А: Зав. № 1HSE 8729138 В: Зав. № 1HSE 8729139 С: Зав. № 1HSE 8729140 SU 550/B4 L 500000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 А: Зав. № 13/114574 В: Зав. № 13/114576 С: Зав. № 13/114575 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01055103 | СИКОН С10 Зав. № 387 | активная реактивная |
Лист № 6
Всего листов 11
Окончание таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
3 | ВЛ 500 кВ Вятка | JK ELK CB3 2000/1 Кл.т. 0,2S А: Зав. № 2012.3806.05/1 В: Зав. № 2012.3806.05/3 С: Зав. № 2012.3806.05/7 | СРВ 550 500000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 А: Зав. № 1HSE 8679861 В: Зав. № 1HSE 8679862 С: Зав. № 1HSE 8679863 SU 550/B4 L 500000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 А: Зав. № 13/114582 В: Зав. № 13/114581 С: Зав. № 13/114577 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01055123 | СИКОН С10 Зав. № 387 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
Основная погрешность, (+ 3), % | Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), % |
cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
1, 2, 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | Ihi<Ii<1,2Ihi | 0,6 | 0,7 | 1,0 | 0,9 | 1,0 | 1,2 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 0,6 | 0,7 | 1,0 | 0,9 | 1,0 | 1,2 |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 0,7 | 0,8 | 1,3 | 1,0 | 1,1 | 1,5 |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 1,2 | 1,3 | 2,1 | 1,4 | 1,5 | 2,2 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
Основная погрешность, (+ 3), % | Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), % |
cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
1, 2, 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 1,2 | 1,0 | 0,8 | 1,4 | 1,3 | 1,1 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 1,2 | 1,0 | 0,8 | 1,5 | 1,3 | 1,1 |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 1,7 | 1,3 | 1,0 | 2,2 | 1,8 | 1,5 |
0,02Ihi<Ii<0,05Ihi | 2,9 | 2,2 | 1,6 | 3,6 | 3,0 | 2,3 |
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 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uh; диапазон силы тока
(0,02- 1,2) Ih, частота (50+0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- ТТ и ТН от минус 30 °С до плюс 40 °С;
- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
- УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
- ИВК от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4 Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока (0,01 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 30 до плюс 40 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха от
минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД СИКОН С10 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 ч, среднее время вос
становления работоспособности tв = 2 ч;
- ИКМ-Пирамида - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка 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;
- ИКМ-Пирамида;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- ИКМ-Пирамида.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИКМ-Пирамида - хранение результатов измерений, состояний средств изме
рений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) № 8 ОАО «Воткинская ГЭС» с Изменением № 1 типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
Трансформатор тока | JK ELK CB3 | 41959-09 | 9 |
Трансформатор напряжения | СРВ 550 | 15853-96 | 9 |
Трансформатор напряжения | SU 550/B4 L | 28006-10 | 9 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 3 |
Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С10 | 21741-03 | 1 |
Устройства синхронизации времени | УСВ-1 | 28716-05 | 1 |
Интеллектуальный кэширующий маршрутизатор | ИКМ-Пирамида | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Формуляр | - | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 30684-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) № 8 ОАО «Воткинская ГЭС» с Изменением №1. Методика поверки», утвержденному ИЦ ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато
ры тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс
форматоры напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без от
ключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе
ния цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124
РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.;
- СИКОН С10 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН
С10. Методика поверки. ВЛСТ 180.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2003 г.;
- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени
УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 22.12.2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис
темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- 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 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии № 8 ОАО «Воткинская ГЭС» с Изменением № 1 (АИИС КУЭ № 8 ОАО «Воткинская ГЭС» с Изменением № 1», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 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.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.