Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО "Волжская ТГК" (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1), 60238-15

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО «Волжская ТГК» (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) ЭКОМ-3000 и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (далее - сервер БД) с программным обеспечением (далее - ПО) «Энергосфера», устройство синхронизации времени УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трёх уровней АИИС КУЭ.

Первичные 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего УСПД ЭКОМ-3000, хранение измерительной информации, ее накопление и

передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы с помощью сети Ethernet. На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующим собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC составляют ± 0,5 с. Часы сервера БД синхронизированы с УСВ-1, сличение осуществляется каждый час, погрешность синхронизации ± 20 мс. Часы УСПД синхронизированы с часами сервера БД, сличение часов осуществляется каждый час, коррекция часов УСПД выполняется при расхождении ± 2 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений астрономического времени УСПД ± 1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД ±2 с, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера БД реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера 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 (ПО) «Энергосфера», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Энергосфера».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

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

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1 и их основные метрологические характеристики_

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).

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

3    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Ин; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;

-    температура окружающей среды: (23±2) °С.

5    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)0^; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,05) - 1,2)1щ; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 -0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха для счётчиков типа СЭТ-4ТМ.02.2 от минус 40 °С до плюс 55 °С; для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.02М от минус 40 °С до плюс 60 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

6    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 °С до плюс 30 °С.

7    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8    Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и 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 на счетчике;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

-    счетчика электрической энергии;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее

3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО «Волжская ТГК» (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1) типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства

измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 60238-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО «Волжская ТГК» (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

-    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»;

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

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

-    счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации, согласованной с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ в 2001 г.;

-    счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

04 декабря 2007 г.;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утверждённой ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;

-    устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки. ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;

-    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 с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1 ОАО «Волжская ТГК» (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1)», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО «Волжская ТГК» (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1)

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.

Рекомендации к применению

-    при осуществлении торговли.