Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Гусев» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения 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), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЯТИ-325Т (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени Метроном 300 (Рег. № 56465-14) (далее - УСВ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПС «Гусев», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Телескоп +».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, 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. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и УСВ более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и УСВ не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Телескоп +» версии не ниже 4.05, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Телескоп +» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Телескоп +».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| | Сервер сбора данных | SERVER- MZ4.dll | | f851b28a924da 7cde6a57eb2ba 15af0c | |
| ПО «Телескоп +» | АРМ Энергетика | ASCUE_MZ4.dll | не ниже 4.05 | Cda718bc6 dl23b63a8822a b86c2751ca | MD5 |
| | Пульт диспечера | PD_MZ4.dll | | 2b63c8c01bcd6 1c4f5bl5e097f1 ada2f | |
ПО «Телескоп +» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о Я | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэне ргии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основна я погрешн ость, % | Погреш ность в рабочих условия х, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ВЛ-110кВ 0-54 Гусев - 0-20 Озёрск Л-113 | ТФЗМ-110Б - 1У1 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 | ЗН0Г-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325Т Рег. № 44626-10 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±2,9 ±4,7 |
| 2 | ВЛ-110кВ Маяковская ТЭС-0-54 Гусев №1 Л-107 | Т0ГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15 | ЗН0Г-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325Т Рег. № 44626-10 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
| 3 | ВЛ-110кВ Маяковская ТЭС-0-54 Гусев №2 Л-189 | Т0ГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15 | ЗН0Г-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325Т Рег. № 44626-10 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
| 4 | ВЛ-110кВ 0-54 Гусев-0-37 Лунино Л-102 | ТФЗМ-110Б - ГУ1 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 | ЗН0Г-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325Т Рег. № 44626-10 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±2,9 ±4,7 |
| 5 | ВЛ-110кВ 0-54 Гусев-0-15 Нестеров Л-101 | ТФЗМ-110Б - Ш Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 | ЗН0Г-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325Т Рег. № 44626-10 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±2,9 ±4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | СВ 110кВ | ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15 | ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325Т Рег. № 44626-10 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
| 7 | ОВ 110кВ | ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15 | ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325Т Рег. № 44626-10 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
| 8 | Т-1 110кВ | ТФЗМ-110Б - ГУ1 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 12692; Зав. № 21019; Зав. № 20971 Рег. № 2793-71 | ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325Т Рег. № 44626-10 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±2,9 ±4,7 |
| 9 | Т-2 110кВ | ТФЗМ-110Б - Ш Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 | ЗНОГ-110 У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | A1802RALXQV-P4GB1 -DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325Т Рег. № 44626-10 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±2,9 ±4,7 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
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. Погрешность в рабочих условиях указана cosj = 0,8 инд 1=0,02(0,05) 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 9 от 0 до плюс 40 °C.
4. 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.
5. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов.
6. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 9 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика A1802RALХQV- Р4GB1 -DW-4 | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | |
| для УСПД RТU-325Т | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не | |
| менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
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 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;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Гусев» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б - 1У1 | 15 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-110 III УХЛ1 | 12 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОГ-110 У1 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALXQV- P4GB1 -DW-4 | 9 |
| Устройство сбора и передачи данных | RТU-325Т | 1 |
| Устройство синхронизации времени | Метроном 300 | 1 |
| Программное обеспечение | «Телескоп +» | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-228-2018 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | АИИС КУЭ.001.СТСТР.ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-228-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Гусев». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.12.2018 г.
Основные средства 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков A1802RALXQV- P4GB1 -DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- УСПД RТU-325Т - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- 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%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Гусев», аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС «Гусев»
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
74308-19: Методика поверки МП 206.1-228-2018Скачать959.8 Кб