Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала "Карельский" ОАО "ТГК-1" АИИС КУЭ филиала "Карельский" ОАО "ТГК-1" с Изм. №1, 46736-15

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1» АИИС КУЭ филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1 является обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1» АИИС КУЭ филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1», свидетельство об утверждении типа Ки.Е.34.033.А № 42521, регистрационный № 46736-11 от 22.04.2011 г., и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов №№ PIK-10.7, PIK-10.8, находящихся на объектах ГЭС-10 Подужемской Каскада Кемских ГЭС.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1» АИИС КУЭ филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности

0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), и технических средств приема-передачи данных.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

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.

Лист № 2 Всего листов 9

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производят опрос цифровых счетчиков.

Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер базы данных (далее - сервер БД), с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

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 в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется следующим образом: сервер БД АИИС КУЭ, подключен к устройству синхронизации системного времени (далее - УССВ) со встроенным GPS-приемником. Опрос УСПД сервером БД АИИС КУЭ производится 1 раз в 30 мин. Часы УСПД синхронизируются от УССВ, подключенного к нему или от часов сервера БД. Коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера БД на значение, превышающие ± 2 с (программируемый параметр).

Часы счетчика 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 (программируемый параметр).

Погрешность часов ИК АИИС КУЭ 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 в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» (далее - ПО), в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3.    Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uном; сила ток (1 - 1,2) !ном, cos9 = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (18 - 25) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02 (0,05) - 1,2) 1ном;

0,5 инд. < cos9 < 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 45°С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 60 °С; для УСПД от минус 10 °С до 55 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 0,02(0,05)-1ном, cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10°С до 30°С

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в филиале «Карельский» ОАО «ТГК-1» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120000 ч., время восстановления работоспособности Тв=24 ч.;

-    устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 100 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.

Надежность системных решений:

-    Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

-    Стойкость к электромагнитным воздействиям;

-    Ремонтопригодность;

-    Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

-    Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

-    Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

-    журнал событий счетчика:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в счетчике.

-    журнал событий ИВКЭ:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в УСПД.

-    журнал событий ИВК:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывы электропитания;

-    программные и аппаратные перезапуски;

-    установка и корректировка времени;

-    переход на летнее/зимнее время;

-    нарушение защиты ИВК;

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчиков;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательных коробок;

-    УСПД;

-    сервера БД;

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на промконтроллер (УСПД);

-    установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений

-    не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1» АИИС КУЭ филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1.

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1» АИИС КУЭ филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1 представлена в таблице 3.

Поверка

Осуществляется по документу ДЯИМ.422231.232.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1» АИИС КУЭ филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1». Методика поверки.», утвержденному ФГУ «Пензенский ЦСМ» в феврале 2011 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;

-    счетчиков типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д. И.Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-    устройства сбора и передачи данных типа RTU-325L - в соответствии с документом «Устройство сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 году;

-    средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Всего листов 9

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1». ФР.1.34.2011.09776.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1» АИИС КУЭ филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1

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

2.    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

3.    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

4.    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

5.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

6.    «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ филиала «Карельский» ОАО «ТГК-1». ФР.1.34.2011.09776.