Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО "ОГК-2" - Псковская ГРЭС, 50049-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» - Псковская ГРЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

-    автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;

-    периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

-    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

-    предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным 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.);

-    диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2, 0,2S, по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчик активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М классов точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии, 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 для реактивной электроэнергии, счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 классов точности 0,2S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии, 0,5 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии установленные на объектах, указанных в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз опроса АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

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

лист № 2 всего листов 9

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.

На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и алгоритмов расчёта потерь в элементах сети при установке приборов учёта не на границе сетей, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через основной или резервные каналы связи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), состоящей из устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе приемника сигналов спутникового времени, внутренних часов, счетчиков и сервера АИИС КУЭ. Сличение времени сервера АИИС КУЭ осуществляется один раз в час, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера ±1 с. Сличение времени счетчиков СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М со временем осуществляется один раз в сутки, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем ±2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» - Псковская ГРЭС используется комплексы технических средств «Энергия+» (в дальнейшем - КТС «Энергия+»), представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК), в состав которого входит специализированное программного обеспечения (ПО). КТС «Энергия+» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами КТС «Энергия+».

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» (по МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010).

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС

КУЭ Филиала ОАО «ОГК-2» - Псковская ГРЭС

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) Ином; ток (1,0 - 1,2) Ihom, cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4.    Рабочие условия:

-    параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,02 - 1,2)ТНОМ - для ИК № 1, 16; (0,05 - 1,2)ТНОМ для остальных ИК; cosj от 0,5 инд до 0,8 емк ;

-    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °С, для счетчиков от минус 40 до + 60 °С; для сервера от + 15 до + 35 °С;

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,02ТНОМ для ИК № 1,16; 0,05ТНОМ для остальных ИК, cosj = 0,8 инд, температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С;

6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 523232005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52325-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии; счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 по ГОСТ 30206-94 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 1. Замена оформляется актом в установленном на Филиале

лист № 7 всего листов 9

ОАО «ОГК-2» - Псковская ГРЭС порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - параметры надежности: среднее время наработки на отказ Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в - не более 48 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - параметры надежности: среднее время наработки на отказ Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в - не более 48 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее 60000 ч, среднее время восстановления работоспособности 0,1 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания счетчиков и оборудования связи с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике;

-    журнал сервера БД:

параметрирования;

коррекции времени в счетчике;

пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика; испытательной коробки;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

электросчетчика,

сервера.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя, класс защиты C. Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» - Псковская ГРЭС.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ Филиала ОАО «ОГК-2» - Псковская ГРЭС приведена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ Филиала ОАО «ОГК-2» - Псковская ГРЭС

Поверка

осуществляется по документу 2012КТ-009/АИИС.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» - Псковская ГРЭС. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2012 года.

Средства поверки - по методикам поверки на измерительные компоненты:

-    трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения - по МИ 2925-2005, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03.М - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03.М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» - Псковская ГРЭС № 2012КТ-009/АИИС.ПФ.

лист № 9 всего листов 9

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» - Псковская ГРЭС:

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

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

ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.

ГОСТ 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного то-

ка(классы точности 0,2 S и 0,5 S)

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения».

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.