Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Якутской ГРЭС-2 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) F35-CT41 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 61183-15, далее - регистр. №), KOKS (регистр. № 51367-12) по ГОСТ 7746-2001; измерительные трансформаторы напряжения (ТН) F35-VT41 (регистр. № 61200-15), TJC4 (регистр. № 62759-15) по ГОСТ 1983-2001; счётчики активной и реактивной электроэнергии A1802 (регистр. № 31857-11) по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ТУ 4228-011-29056091-11 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
2-й уровень - контроллер многофункциональный ARIS MT200 (регистр. № 53992-13, далее - УСПД) со встроенным устройством синхронизации времени на GPS-приемнике и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя устройство синхронизации времени на GPS-приемнике, входящее в состав УСПД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов УСПД синхронизировано с сигналами точного времени от GPS-приемника. Сравнение времени сервера с временем УСПД осуществляется при каждом опросе и коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера и часов УСПД более, чем в ±2 с. При каждом сеансе связи происходит сравнение времени УСПД «ARIS MT200» с временем счетчиков. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с временем УСПД «ARIS MT200» более, чем ±2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств.
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
Состав и идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения, используемого в АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование модуля ПО | ПК «Энергосфера» |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
| Номер точки измерений и наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электро энергии | Метрологич. характерист. |
| Основная погрешн., % | и о4 К , a s & ^ го .ба с £ |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ВЛ-110 кВ ЯГ-РЭС-1-1 | F35-CT41 800/1 Кл. т. 0,2S | F35-VT41 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | ARIS MT200, Сервер DL380pGen8 | Актив ная, Реак тивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,0 ±1,9 |
| 2 | ВЛ-110 кВ Табага-1 | F35-CT41 800/1 Кл. т. 0,2S | F35-VT41 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реак тивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,0 ±1,9 |
| 3 | ВЛ-110 кВ Бердигестях | F35-CT41 200/1 Кл. т. 0,2S | F35-VT41 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 | A1802-RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реак тивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,0 ±1,9 |
| 4 | ВЛ-110 кВ Хатын-Юрях-1 | F35-CT41 800/1 Кл. т. 0,2S | F35-VT41 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 | A1802-RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реак тивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,0 ±1,9 |
| 5 | ВЛ-110 кВ ЯГ-РЭС-1-2 | F35-CT41 800/1 Кл. т. 0,2S | F35-VT41 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 | A1802-RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реак тивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,0 ±1,9 |
| 6 | ВЛ-110 кВ Табага-2 | F35-CT41 800/1 Кл. т. 0,2S | F35-VT41 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 | A1802-RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реак тивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,0 ±1,9 |
| 7 | ВЛ-110 кВ Хатын-Юрях-2 | F35-CT41 800/1 Кл. т. 0,2S | F35-VT41 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 | A1802-RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реак тивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,0 ±1,9 |
| 8 | ВЛ-110кВ (резерв) | F35-CT41 800/1 Кл. т. 0,2S | F35-VT41 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 | A1802-RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реак тивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,0 ±1,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 9 | Генератор газовой турбины Г1 | KOKS 4000/1 Кл. т. 0,2S | TJC4 10500:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 | A1802-RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | ARIS MT200, Сервер DL380pGen8 | Актив ная, Реак тивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,0 ±1,9 |
| 10 | Генератор газовой турбины Г2 | KOKS 4000/1 Кл. т. 0,2S | TJC4 10500:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 | A1802-RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реак тивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,0 ±1,9 |
| 11 | Генератор газовой турбины Г3 | KOKS 4000/1 Кл. т. 0,2S | TJC4 10500:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 | A1802-RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реак тивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,0 ±1,9 |
| 12 | Генератор газовой турбины Г4 | KOKS 4000/1 Кл. т. 0,2S | TJC4 10500:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 | A1802-RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реак тивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,0 ±1,9 |
Примечания
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений активной и реактивной электроэнергии.
2. В качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Погрешность в нормальных условиях указана для силы тока (1-1,2)-!ном, cosj=0,9 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15 до +25 °С, в рабочих условиях указана для силы тока 0,05 Пном, cosj=0,8 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10 до +30 °С;
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 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Таблица 2 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от !ном - коэффициент мощности cos9 - частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 1 до 120 0,9 инд. от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uном | от 90 до 110 |
| - ток, % от !ном | 1 до 120 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,5 инд.<cosф<0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +50 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +10 до +30 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +10 до +35 |
| Надежность применяемых в системе компонентов: | |
| счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 88000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,95 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 168 |
| Глубина хранения информации: | |
| счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| суток, не менее | 200 |
| УСПД: | |
| - данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления | |
| по каждому каналу и электропотребления за месяц по каждому | |
| каналу и по группам измерительных каналов, суток, не менее | 75 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| сервер БД: | |
| - хранение информации, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания 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;
- выключение и включение УСПД;
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;
- сервер.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерения приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);
- сбор результатов измерений - 1 раз в полчаса, час, сутки (функция автоматизирована). Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации. Комплектность средства измерений
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | F35-CT41 | 8 шт. |
| Трансформатор тока | KOKS | 12 шт. |
| Трансформатор напряжения | F35-VT41 | 4 шт. |
| Трансформатор напряжения | TJC4 | 12 шт. |
| Счетчик | A1802 | 12 шт. |
| Контроллеры многофункциональные | ARIS MT200 | 1 шт. |
| Сервер | - | 2 шт. |
| Методика поверки | МП 201-014-17 | 1 экз. |
| Формуляр | 55181848.422222.264 ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 201-014-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Якутской ГРЭС-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 19 июня 2017 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г., и документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденным в 2012 г.;
- ARIS MT200 - в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13 мая 2013 г.;
- измеритель потерь напряжения СА210 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 40951-14);
- радиочасы МИР РЧ-01 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04);
- прибор комбинированный Testo 608-H2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 53505-13);
- барометр-анероид БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 5738-76).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска клейма и (или) наклейки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационной документации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Якутской ГРЭС-2
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
68412-17: Методика поверки МП 201-014-17Скачать775.9 Кб