Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ветроэлектрической станции в Ульяновской области ПАО «Фортум» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S в режиме измерений активной электроэнергии и 0,5 в режиме измерений реактивной электроэнергии, технические средства приема-передачи данных и каналы связи (каналообразующая аппаратура) установленные на объектах АИИС КУЭ.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора, хранения, предоставления результатов измерений; автоматизированные рабочие места (АРМ), установленные на объекте, и АРМ, обеспечивающие удаленный доступ; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных и каналы связи (каналообразующая аппаратура).
Измерительные каналы (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 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 по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых величин, получение данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на третий уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычислние электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и храннение поступающей информации. Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл с результатами измерений в формате XML. Передача коммерческой информации с верхнего уровня АИИС КУЭ в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежнымым субъектам ОРЭ, сетевым организациям осуществляется в ручном режиме по электронной почте в виде электронного документа XML (80020, 80040, 80050) с подтверждением его подлинности электронной подписью ответсвенного сотрудника исполнительного аппарата ПАО «Фортум». Для обмена информацией используется резервированный канал связи (интернет-соединение).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени, осуществляемой по сигналам спутников глобальной системы позиционирования - ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов точного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ±1 мс.
УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ±2 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера».
ПК «Энергосфера» предназначен для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счётчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту результатов измерений, данных о состоянии средств и объектов измерений, Доступ к ПК «Энергосфера» с целью параметрирования и считывания данных защищен паролями ПК «Энергосфера» и паролем операционной системы в соответсвии с правами доступа.
Программное обеспечение счетчиков электрической энергии защищено от параметрирования и считывания данных паролями в соответсвии с правами доступа.
Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является программный модуль сервера опроса «Библиотека» с наименованием файла pso_metr.dll. Данный модуль выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 8.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «высокий».
Таблица 2 - Состав ИК
| Наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ПС 110 кВ ВЭС, ОРУ 110 кВ, ввод В 110 Т-1 со стороны линейного портала | ТОГФ-110 300/1 Кл. т. 0,2s Рег. № 61432-15 | ЗНОГ-110 110000:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 61431-15 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
| 2 | ПС 110 кВ ВЭС, ОРУ 110 кВ, ввод В 110 Т-2 со стороны линейного портала | ТОГФ-110 300/1 Кл. т. 0,2s Рег. № 61432-15 | ЗНОГ-110 110000:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 61431-15 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 3 | КТП 1, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 1 | ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 | TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 4 | КТП 2, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 2 | ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 | TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 5 | КТП 3, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 3 | ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 | TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 |
| 6 | КТП 4, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 4 | ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 | TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 7 | КТП 5, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 5 | ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 | TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 8 | КТП 6, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 6 | ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 | TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 9 | КТП 7, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 7 | ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 | TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 10 | КТП 8, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 8 | ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 | TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| Продолжение таблицы 2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 11 | КТП 9, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 9 | ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 | TTV050 800:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
| 12 | КТП 10, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 10 | ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 | TTV050 800:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 13 | КТП 11, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 11 | ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 | TTV050 800:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 14 | КТП 12, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 12 | ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 | TTV050 800:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 15 | КТП 13, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 13 | ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 | TTV050 800:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 16 | КТП 14, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 14 | ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 64182-16 | TTV050 800:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Примечания:
1 Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 7746-2015 трансформаторы напряжения изготовлены по ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 1983-2015, счетчики изготовлены по ГОСТ 31819.22-2012, в режиме измерения активной электроэнергии и ТУ 4228-011-29056091-11 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера однотипных ИК | Вид электроэнергии | Г раницы основной погрешности, (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
| | Активная | 0,5 | 2,0 |
| 1-16 | Реактивная | 1,1 | 2,0 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±5), с | | 5 |
Продолжение таблицы 3_
Примечания к таблице 3:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% Ьюм cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 30°С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК АИИС КУЭ | 16 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
| ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| коэффициент мощности, cosj | 0,87 |
| температура окружающей среды, °C | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| ток, % от ^ом | от 1(2) до 120 |
| коэффициент мощности, cosj | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| температура окружающей среды, °C: | |
| для ТТ и ТН | от -60 до +40 |
| для счетчиков | от -40 до +60 |
| для УСПД | от 0 до +40 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| среднее время наработки до отказа, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 88000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| ИВК: | |
| коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 45 |
| ИВКЭ: | |
| - суточных данных о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью системы гарантированного электропитания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться по двум каналам связи;
Журналы событий счетчиков электроэнергии фиксируют время и даты наступления событий:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления. В Журнале событий ИВКЭ автоматически фиксируются время и даты наступления следующих событий:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики; отключения питания.
Журнал событий ИВК фиксирует:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величину синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.,
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных измерительных цепей;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
| Таблица 5 - Комплектность средства изме | рений | |
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | ТОГФ-110 | 6 |
| Трансформаторы тока шинные | ТШЛ-0,66 | 42 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОГ-110 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | TTV050 | 39 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1802RAL-P4GB-DW-4 | 16 |
| УСПД | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-047-2018 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | Э-843-1-ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-047-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ветроэлектрической станции в Ульяновской области ПАО «Фортум». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «28» февряля 2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- 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 по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- для счетчиков Альфа А1800 по документам: ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному 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.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Программнотехнический измерительный комплекс ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04;
- термогигрометр «CENTER» (мод. 315), рег. № 22129-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ветроэлектрической станции в Ульяновской области ПАО «Фортум»
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
70931-18: Методика поверки МП 206.1-047-201Скачать1.1 Мб