Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Квадра» - «Центральная генерация» ПП «Дягилевская ТЭЦ» в части точек измерений Ф-3, Ф-30 (далее - 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 Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 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 С70 (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. № 423), 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 входы 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 независимо от наличия расхождений. 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 ± 2 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
Идентифи кационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | CalcClients. dll | CalcLeak- age.dll | CalcLosses. dll | Metrolo gy.dll | ParseBin.dll |
Номер версии (иденти-фикацион-ный номер) ПО | 3 | 3 | 3 | 3 | 3 |
Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b21 9065d63da9491 14dae4 | b1959ff70be1e b17c83f7b0f6d 4a132f | d79874d10fc2 b156a0fdc27e1 ca480ac | 52e28d7b6087 99bb3ccea41b 548d2c83 | 6f557f885b7372 61328cd77805b d1ba7 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Идентифи кационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll | ParseModbus.dll | ParsePiramida.dll | SynchroNSI. dll | VerifyTime. dll |
Номер версии (иденти-фикацион-ный номер) ПО | 3 | 3 | 3 | 3 | 3 |
Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e 66494521f63d0 0b0d9f | c391d64271acf4 055bb2a4d3fe1f 8f48 | ecf532935ca1a3 fd3215049af1fd 979f | 530d9b0126f7 cdc23ecd814c 4eb7ca09 | 1ea5429b261 fb0e2884f5b 356a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | 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
а о К Я | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД |
1 | Дягилевская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 3 | ТЛП-10 400/5 Кл.т. 0,5S А: Зав. № 14-15472 С: Зав. № 14-15471 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 900 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803145380 | СИКОН С70 Зав. № 01264 | активная реактивная |
2 | Дягилевская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 30 | ТЛП-10 400/5 Кл.т. 0,5S А: Зав. № 14-15469 С: Зав. № 14-15470 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 912 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802145391 | СИКОН С70 Зав. № 01264 | активная реактивная |
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
Границ новной рений, с | ы интервала ос-отн. погр. изме-оответствующие Р=0,95, % | Границы интервала отн. погр. измерений, в рабочих условиях, соответствующие Р=0,95, % |
cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1н1<11<1,21н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,3 | 1,5 | 2,3 |
0,21н1<11<1н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,3 | 1,5 | 2,3 |
0,051н1<11<0,21н1 | 1,5 | 1,6 | 3,0 | 1,6 | 1,8 | 3,1 |
0,021н1<11<0,051н1 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | 2,6 | 3,0 | 5,5 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
Границ новной рений, с | ы интервала ос-отн. погр. изме-оответствующие Р=0,95, % | Границы интервала отн. погр. измерений, в рабочих условиях, соответствующие Р=0,95, % |
cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 1н1<11<1,21н1 | 2,6 | 1,9 | 1,3 | 3,1 | 2,5 | 2,0 |
0,21н1<11<1н1 | 2,6 | 1,9 | 1,3 | 3,1 | 2,5 | 2,0 |
0,051н1<11<0,21н1 | 3,5 | 2,6 | 1,6 | 3,9 | 3,0 | 2,2 |
0,021н1<11<0,051н1 | 6,5 | 4,5 | 2,7 | 6,6 | 4,7 | 3,1 |
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) Цн; диапазон силы тока (0,02 - 1,2) 1н, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;
- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
- УСПД от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- ИВК от плюс 10 °С до плюс 30 °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) Цн1; диапазон силы первичного тока (0,01 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 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 cosj (sinj) 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 cosj = 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, УСПД, УСВ 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.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- ИКМ-Пирамида - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 коммутируемого канала.
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 измерений - 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) филиала ОАО «Квадра» - «Центральная генерация» ПП «Дягилевская ТЭЦ» в части точек измерений Ф-3, Ф-30 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 | ТЛП-10 | 30709-11 | 4 |
Трансформатор напряжения ан-тирезонансный трехфазный | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-00 | 2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03М | 36697-12 | 2 |
Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 28822-05 | 1 |
У стройства 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 59750-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Квадра» -«Центральная генерация» ПП «Дягилевская ТЭЦ» в части точек измерений Ф-3, Ф-30. Методика поверки», утвержденному ИЦ ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2014 г.
Перечень основных средств 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»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-
1. Методика поверки ВЛСТ.221.00.000 МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 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;
- 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 филиала ОАО «Квадра» -«Центральная генерация» ПП «Дягилевская ТЭЦ» в части точек измерений Ф-3, Ф-30 (АИИС КУЭ филиала ОАО «Квадра» - «Центральная генерация» ПП «Дягилевская ТЭЦ» в части точек измерений Ф-3, Ф-30», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Квадра» - «Центральная генерация» ПП «Дягилевская ТЭЦ» в части точек измерений Ф-3, Ф-30
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.