Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бурибаевская солнечная электростанция» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие
уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя систему обеспечения единого времени (СОЕВ) с устройством синхронизации времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12) (заводской номер 0195), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование. Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера ООО «Бурибаевская СЭС» не менее
3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер архивов и сервер баз данных на базе HP ProLiant DL160 Generation9 (Gen9) (заводской номер СZ2401000P), устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера ИВК, где производится сбор и хранение результатов измерений.
Сервер автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
На верхнем - втором уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматически передает его в программноаппаратный комплекс (ПАК) ОАО «АТС». Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа УСВ-3. Устройство синхронизации времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов ИВК, при превышении порога ± 1с происходит коррекция шкалы времени ИВК. Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени УСВ-3 происходит ежесекундно. Шкалы времени счетчиков синхронизируются от шкалы времени ИВК с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция шкал времени счетчиков проводится при расхождении шкалы времени счетчиков и ИВК более чем на ± 1 с.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по проводным каналам связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей ± 1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «Энергосфера».
Идентификационные данные ПО АИИС КУЭ «Энергосфера», установленного в ИВК указаны в таблице 1.1 - 1.4.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентиф икационное наименование ПО | Модуль сбора данных — Сервер опроса | Модуль администратора AdCenter |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7.1.40.5605 | 7.1.27.1414 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 92f7ee97edae0776cffabad08a b1cc66 | 7e53dabca913f790f21d467 542a10129 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | PSO.exe | Adcenter.exe |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентиф икационное наименование ПО | Модуль расчетных схем AdmTool | Модуль редактор АРМов CtrlAge |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7.1.5.6394 | 7.1.24.2432 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | c23d32e7999f7f2452f5c4598 7bac79a | 1 c5006fdeec028fcf4389b e5d0b7ad91 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | AdmTool.exe | ControlAge.exe |
Таблица 1.3- Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентиф икационное наименование ПО | Модуль оперативного контроля E ALR | Модуль экспорта-импорта E DIE |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7.1.9.629 | 7.1.25.3695 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | d3b79862bdc9516e6831b186 1e3070e4 | 770edb5788b15f3e399fe 9314419fda8 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | AlarmSvc.exe | AlarmSvc.exe |
Таблица 1.4 - Идентификационные данные ПО программного модуля УССВ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентиф икационное наименование ПО | Программный модуль Синхронизация времени |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 0.9.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 943926158778904971c57307f99b2984 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | TimeService.exe |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
ПО ИВК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Компонентный состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные характеристики приведены в таблице 2.
Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
| Таблица 2 - Состав ИК АИ | Э У К С И |
| № ИК | Наименование ИК | Состав измерительных каналов |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Бурибаевская СЭС, КРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч. № 1 | TPU кл. т 0,5S Ктт = 1200/5 Зав. № 1VLT5115026302; 1VLT5115026301; 1VLT5115026300; Г осреестр № 51368-12 | TJP кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1VLT5215007712; 1VLT5215007713; 1VLT5215007714; Госреестр № 51401-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0807150159 Госреестр № 36697-12 | HP ProLiant DL160 Generation9 (Gen9) |
| 2 | Бурибаевская СЭС, КРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч. № 12 | TPU кл. т 0,5S Ктт = 1200/5 Зав. № 1VLT5115026299; 1VLT5115026303; 1VLT5115026304; Госреестр № 51368-12 | TJP кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1VLT5215007709; 1VLT5215007710; 1VLT5215007711; Госреестр № 51401-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0806151110 Госреестр № 36697-12 | HP ProLiant DL160 Generation9 (Gen9) |
| 3 | Бурибаевская СЭС, КРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч. № 3 | TPU кл. т 0,5S Ктт = 500/5 Зав. № 1VLT5115026314; 1VLT5115026311; 1VLT5115026312; Госреестр № 51368-12 | TJP кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1VLT5215007712; 1VLT5215007713; 1VLT5215007714; Госреестр № 51401-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0807150020 Госреестр № 36697-12 | HP ProLiant DL160 Generation9 (Gen9) |
| 4 | Бурибаевская СЭС, КРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч. № 10 | TPU кл. т 0,5S Ктт = 500/5 Зав. № 1VLT5115026308; 1VLT5115026306; 1VLT5115026313; Госреестр № 51368-12 | TJP кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1VLT5215007709; 1VLT5215007710; 1VLT5215007711; Госреестр № 51401-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0807150162 Госреестр № 36697-12 | HP ProLiant DL160 Generation9 (Gen9) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 | Бурибаевская СЭС, КРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч. № 4 | TPU кл. т 0,5S Ктт = 500/5 Зав. № 1VLT5115026316; 1VLT5115026315; 1VLT5115026309; Г осреестр № 51368-12 | TJP кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1VLT5215007712; 1VLT5215007713; 1VLT5215007714; Госреестр № 51401-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0807150099 Госреестр № 36697-12 | HP ProLiant DL160 Generation9 (Gen9) |
| 6 | Бурибаевская СЭС, КРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ , яч. № 9 | TPU кл. т 0,5S Ктт = 500/5 Зав. № 1VLT5115026305; 1VLT5115026310; 1VLT5115026307; Госреестр № 51368-12 | TJP кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1VLT5215007709; 1VLT5215007710; 1VLT5215007711; Госреестр № 51401-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0807150145 Госреестр № 36697-12 | HP ProLiant DL160 Generation9 (Gen9) |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измере электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС | нии активной КУЭ (5), % |
| Номер ИК | cos ф | 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, |
| I1(2)% £ 1 изм< 1 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | ^00 %£1изм£1120% |
| 1 - 6 (Счетчики - 0,2S; ТТ - 0,5S; ТН - 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности И электрической энергии в рабочих условиях эксплу | К при измерении реактивной атации АИИС КУЭ (5), % |
| Номер ИК | cos ф | 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, |
| I1(2)% £ 1 изм< 1 5 % | 0 2 нч < S к нч V£ 5 нч | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% |
| 1 - 6 (Счетчики - 0,5; ТТ - 0,5S; ТН - 0,5) | 0,9 | ±6,3 | ±3,4 | ±2,5 | ±2,5 |
| 0,8 | ±4,3 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,7 | ±3,4 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 5ц2)%Р и 8i(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от Ii%, а
погрешность измерений 8i(2)%P и Si(2)%Q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95
3 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
4 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^^ до 1,01 •ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2-1н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков -от плюс 18 до 25 °С; ИВК - от плюс 10 до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц.
5 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-Цн1 до 1,1-Цн1; диапазон силы первичного тока - от 0,01Тн1 до 1,2-1н1;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9-Цн2 до 1,1 -Цн2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -1н2 до 1,2-1н2;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до 30 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
7 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;
- устройство синхронизации времени УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее 45000 часов;
- ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
- резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты;
- в журналах событий счетчиков и ИВК 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 и ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на ИВК;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии - до 30 лет при отсутствии питания
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1. Трансформатор тока | TPU | 18 |
| 2. Трансформатор напряжения | TJP | 6 |
| 3 Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 6 |
| 4. Сервер ИВК | HP ProLiant DL160 Generation9 (Gen9) | 1 |
| 5. ПО (комплект) | «Энергосфера» | 1 |
| 6. УССВ | УСВ-3 | 1 |
| 7. Методика поверки | РТ-МП-2826-500-2015 | 1 |
| 8. Паспорт - формуляр | 11639320.411711.009.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2826-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бурибаевская солнечная электростанция». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 04.12.2015 г. Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Перечень основных средств поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для 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»;
- для счётчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство
- по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утверждённому ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.;
- для устройство синхронизации времени УСВ-3 - по документу «Инструкция. Устройство синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бурибаевская солнечная электростанция». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 1879/500-01.00229-2015 от 03.12.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бурибаевская солнечная электростанция»
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
63165-16: Методика поверки РТ-МП-2826-500-2015Скачать800.0 Кб