Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тюменской ТЭЦ-2 в части ПС 110 кВ Водозабор. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тюменской ТЭЦ-2 в части ПС 110 кВ Водозабор

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тюменской ТЭЦ-2 в части ПС 110 кВ Водозабор (далее по тексту

- АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни: первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа ЭКОМ-3000 и технические средства приема-передачи данных.

третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК обеспечивает обработку данных и их архивирование, ведение базы данных для автоматизированных рабочих мест (АРМ). В состав ИВК входит сервер АИИС КУЭ, связь которого с УСПД осуществляется по локальной вычислительной сети (Ethernet) и интерфейсу EIA-232.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU), результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут);

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИК;

хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).

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 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. Интервал времени усреднения мощности для коммерческого учета установлен равным 30 минут.

Передача информации о результатах измерений и состоянии средств измерений (журналов событий) со счетчиков в УСПД осуществляется каждые 30 мин по запросу УСПД в цифровом виде. Накопленные значения хранятся в 30-минутных архивах УСПД. Архивы обновляются циклически и обеспечивают энергонезависимое хранение информации как минимум за последние 35 суток.

Передача информации из УСПД в ИВК осуществляется по запросу ИВК в цифровом виде. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Сервер АИИС КУЭ в автоматическом режиме раз в сутки посредством электронной почты передаёт результаты измерений на АРМ в формате электронного документа XML макета 80020.

Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и предоставление данных для оформления справочных и отчетных документов

АРМ АИИС КУЭ осуществляет передачу данных в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, смежному субъекту в виде XML макета формата 80020.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, сервера АИИС КУЭ. В качестве УСВ используется ГЛОНАСС/GPS-модуль, входящий в состав УСПД ЭКОМ-3000.

Сравнение показаний часов УСПД и УСВ осуществляется непрерывно. Синхронизация часов УСПД и УСВ осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ на величину более чем ± 1 с.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД осуществляется не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД на величину более чем ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД осуществляется не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ± 1 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Серве

р АИИС КУЭ

Наименование ПО

ПК «Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 7.1

Идентификационное наименование ПО

Pso metr.dll

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

К

2

Наименование

ИК

Состав ИК АИИС КУЭ

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС 110 кВ Водозабор, КРУН-6 кВ,

1 с.ш. 6 кВ, яч. 5, 59Т

ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 58720-14

ЗНОЛПМ-6 кл.т. 0,2 кт.н.

6000/V3/100/V3/100

Рег. № 35505-07

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

0

о 2 3- -9

4

0

О7 « ^ Э С fc

О Рн

У

Сервер АИИС КУЭ

2

ПС 110 кВ Водозабор, КРУН-6 кВ,

1 с.ш. 6 кВ, яч. 7, БНВ-1

ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 58720-14

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

3

ПС 110 кВ Водозабор, КРУН-6 кВ,

1 с.ш. 6 кВ, яч. 9, БНВ-3

ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 58720-14

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

1

2

3

4

5

6

7

4

ПС 110 кВ Водозабор, КРУН-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, яч. 6, 60Т

ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 58720-14

ЗНОЛПМ-6 кл.т. 0,2 кт.н.

6000/V3/100/V3/100

Рег. № 35505-07

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

УСПД ЭК0М-3000 Рег. № 17049-14

Сервер АИИС КУЭ

5

ПС 110 кВ Водозабор, КРУН-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, яч. 8, БНВ-2

ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 58720-14

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

6

ПС 110 кВ Водозабор, КРУН-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, яч. 10, БНВ-4

ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 58720-14

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

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 3 метрологических характеристик.

2    Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа.

3    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 неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИИК

еоБф

Пределы допу измерении ак применения АИ

скаемой относительной погрешности ИК при тивной электроэнергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), %

I1(2)< I изм< I 5 %

I5 %< I изм< I 20 %

I 20 %< I изм< I 100 %

I100 %< I изм< I 120 %

1 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)

1,0

±1,8

±1,1

±0,9

±0,9

0,9

±2,3

±1,3

±1,1

±1,1

0,8

±2,9

±1,6

±1,2

±1,2

0,7

±3,5

±1,9

±1,4

±1,4

0,5

±5,3

±2,8

±2,0

±2,0

Номер ИИК

sin9

Пределы допу измерении ре применения АИ

скаемой относительной погрешности ИК при активной электроэнергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), %

1I

<

I

К

W

м

<

I

5

%

I

5

%

<

I

и

W

<

I

2

0

%

I 20 %< I изм< I 100 %

I100 %< I изм< I 120 %

1 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5)

0,44

±5,8

±3,8

±2,8

±2,8

0,6

±4,2

±3,0

±2,2

±2,2

0,71

±3,5

±2,7

±2,0

±2,0

0,87

±2,9

±2,4

±1,8

±1,8

Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия применения:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 98 до 102

ток, % от 1ном

от 100 до 120

частота, Гц

от 49,85 до 50,15

коэффициент мощности cos ф

0,9

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 30 до 80

Рабочие условия применения:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

ток, % от 1ном

от 1 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, ТН, °С

от -40 до +50

температура окружающей среды для счетчиков, УСПД ЭКОМ-3000, °С

от +5 до +35

относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 75 до 98

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД ЭКОМ-3000:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

24

Глубина хранения информации

Счетчики:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД ЭКОМ-3000

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

10

Сервер:

хранение результатов измерений и информации состояний средств

измерений, лет, не менее

3, 5

Надежность системных решений:

В журналах событий счетчиков 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.

Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии;

пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Тип

Количество

Трансформатор тока

ТЛК-СТ-10-ТЛМ1.1

12 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛПМ-6

6 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

6 шт.

УСПД

ЭКОМ-3000

1 шт.

Сервер АИИС КУЭ

ProLiant DL360

1 шт.

Методика поверки

РТ-МП-8059-500-2020

1 экз.

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.389 ПФ

1 экз.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тюменской ТЭЦ-2 в части ПС 110 кВ Водозабор». Аттестована ООО «МЦМО», регистрационный номер 01.00324-2011 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

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 8.129-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений времени и частоты

Развернуть полное описание