Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени на объекте Липецкая ТЭЦ-2 филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация», сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии многофункциональные (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-327 (рег. № 4190709), устройство синхронизации времени типа УССВ-2 (рег. № 54074-13) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения из состава «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии Альфа-ЦЕНТР» (рег № 44595-10) включает в себя сервера баз данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ);
- хранение информации о результатах измерений в специализированной базе данных по заданным критериям;
- передача информации о результатах измерений АО «АТС» и внешним пользователям;
- доступ к информации и передача ее в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ);
- диагностика и функционирование средств измерений, технических и программных средств АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются ТТ и ТН в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы счетчика. 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, реактивной 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД,
где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS-485 на сервер, а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматизированных рабочих местах. Далее цифровой сигнал при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и передача измерительной информации.
СБД автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергии. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи. Архивы информации о результатах измерений приращений потребленной электроэнергии хранятся не менее 5 лет.
Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает результаты потребления электроэнергии по ИК за интервал времени 30 мин. Передача информации происходит в формате XML.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с национальной шкалой времени UTC (SU) с помощью приема сигналов от навигационной системы ГЛОНАСС/GPS УССВ-2, имеющего погрешность синхронизации с национальной шкалой времени UTC (SU) ±1 мкс. Синхронизация внутренних часов УСПД и сервера БД происходит автоматически при расхождении со шкалой времени УССВ-2 более чем на ±2 с не реже 1 раза в час. Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД на величину более чем ±2 с выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
ПО АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР».
ПО является метрологически значимым.
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 каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационным признаком ПО служит номер версии ПО и цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма), которые отображаются на мониторе при запуске программы. Идентификационные данные (признаки) ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «АльфаЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| | | Состав измерительного канала |
| № ИК | Наименование объекта | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ УССВ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №11, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -Металлургическая Левая (ВЛ 110 кВ ТЭЦ- 2 Левая) 483070001107201 | ТБМО-110 УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05 | НКФ 110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 | RTU-327LV рег. №41907-09/ УССВ-2, рег. № 54074-13) |
| 2 | Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №10, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -Металлургическая Правая (ВЛ 110 кВ ТЭЦ- 2 Правая) 483070001107102 | ТБМО-110 УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05 | НКФ 110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №5, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -Металлургическая (ВЛ 110 кВ Промышленная) 483070001107203 | ТБМО-110 УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05 | НКФ 110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 | RTU-327LV рег. №41907-09/ УССВ-2, рег. № 54074-13 |
| 4 | Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №25, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Сокол Правая (ВЛ 110 кВ Чугун Правая) 483070001107103 | ТБМО-110 УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05 | НКФ 110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 |
| 5 | Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №26, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Сокол Левая (ВЛ-110 кВ Чугун Левая) 483070001107204 | ТБМО-110 УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05 | НКФ 110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 |
| 6 | Липецкая ТЭЦ-2, РУСН-6кВ ВК, яч. №13, КЛ-6кВ СМО-1 481150002314101 | ТЛМ-10 200/5, КТ 0,5 рег. №2473-69 | ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5; рег. №3344-04 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 |
| 7 | Липецкая ТЭЦ-2, РУСН-6кВ ВК, яч. №2, КЛ-6кВ СМО-2 481150002314201 | ТЛМ-10 200/5, КТ 0,5 рег. №2473-69 | ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5; рег. №3344-04 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 |
| 8 | Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 1 сек.ш. I, II СШ 110 кВ, Яч.2 483070001107101 | ТБМО-110 УХЛ1 300/1, КТ 0,2S рег. №23256-05 | НКФ-110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 |
| 9 | Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 1 сек.ш. I, II СШ 110 кВ, Яч.1 483070001107202 | ТБМО-110 УХЛ1 300/1, КТ 0,2S рег. №23256-05 | НКФ-110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 |
| 10 | Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 1 сек.ш. I, II СШ 110 кВ, Яч.4 483070001107104 | ТБМО-110 УХЛ1 300/1, КТ 0,2S рег. №23256-05 | НКФ 110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 |
| 11 | Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 2 сек.ш. I, II СШ 110 кВ, Яч.20 483070001107120 | ТФЗМ 150Б-1У1 1200/5, КТ 0,5 рег. №5313-76 | НКФ 110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 |
| 12 | Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 2 сек.ш. I, II СШ 110 кВ, Яч.19 483070001107219 | ТФЗМ 150Б-1У1 1200/5, КТ 0,5 рег. №5313-76 | НКФ 110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 13 | Липецкая ТЭЦ-2, РУСН-6кВ ГК, яч. №9, КЛ-6кВ РТК-1 481150002314104 | ТЛМ-10 200/5, КТ 0,2S рег. №48923-12 | ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5; рег. №3344-04 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 | RTU-327LV рег. №41907-09/ УССВ-2, рег. № 54074-13 |
| 14 | Липецкая ТЭЦ-2, РУСН-6кВ ГК, яч. №10, КЛ-6кВ РТК-2 481150002314205 | ТЛМ-10 200/5, КТ 0,2S рег. №48923-12 | ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5; рег. №3344-04 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 |
| 15 | Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №28, ВЛ-110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка I цепь 483070001107108 | ТВ, модиф. ТВ-110 600/1, КТ 0,2S рег. №64181-16 | НКФ 110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 |
| 16 | Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №30, ВЛ-110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка II цепь 483070001107109 | ТВ, модиф. ТВ-110 600/1, КТ 0,2S рег. №64181-16 | НКФ 110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0.5 рег.№31857-06 |
| 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 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО) 4 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
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности, (±5), % | Границы относительной погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1-5, 8-10, 13-16 | Активная | 0,5 | 1,1 |
| Реактивная | 1,4 | 2,6 |
| 6,7,11,12 | Активная | 0,6 | 1,7 |
| Реактивная | 2,0 | 4,1 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с/сутки | 5 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для получасовых измерений электроэнергии | |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие довери |
| тельной вероятности Р=0,95. 3 Границы относительной погрешности в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8 и | |
| I20 %^ I изм< I100 %. | | | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 16 |
| Начальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ^ом | от 90 до 1110 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos ф | 0,9 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ^ом | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности: | |
| cos ф | от 0,5 до 1,0 |
| sin ф | от 0,5 до 0,87 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды для счётчика Альфа А1800, °С | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды для сервера ИВК, °С | от +10 до +30 |
| Надёжность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счётчик Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД RTU-327LV: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 250000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер ИВК: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 80000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| Счётчик Альфа А1800: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., | |
| не менее | 180 |
| - хранение данных при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| УСПД RTU-327LV: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропо | |
| требления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее | 45 |
| - хранение данных при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер ИВК: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояния | |
| средств измерений, лет, не менее | 3, 5 |
Надежность системных решений:
- резервное питание УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование канала связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчике;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервере БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографическим способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТБМО-110 УХЛ1 | 24 |
| ТЛМ-10 | 10 |
| ТФЗМ 150Б-1У1 | 6 |
| ТВ-110 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НКФ 110-57 | 12 |
| ЗНОЛ.06 | 6 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 16 |
| УСПД | RTU-327 LV | 1 |
| УССВ | УССВ-2 | 1 |
| Сервер ИВК | Proliant | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| ПО | АльфаЦЕНТР | 1 |
| Документация |
| Методика поверки | МП-04-06/10-2021 | 1 |
| Паспорт | 2021РД-13.03 ЭСУ.ПС | 1 шт. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности в филиале ПАО «Квадра»-«Липецкая генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2, аттестованным ФБУ «Липецкий ЦСМ» (Регистрационный номер RA.RU.312081 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации). Зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.34.2021.40875.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
84108-21: Методика поверкиСкачать6.8 Мб