Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сормовской ТЭЦ Филиала "Нижегородский" ПАО "Т Плюс", 62231-15

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сормовской ТЭЦ Филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

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

Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя локальное устройство сбора и передачи данных на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту - УСПД) RTU-327, линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора и специализированное программное обеспечение (ПО).

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя центральное устройство сбора и передачи данных, сервер базы данных (сервер БД), УССВ-35НУБ, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение (ПО), установленное в Центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) АИИС КУЭ.

Устройства второго и третьего уровня АИИС КУЭ входят в состав Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Нижегородского филиала ОАО «ТГК-6» (Госреестр № 46419-11). Устройства третьего уровня АИИС КУЭ входят в состав Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ ОАО «ТГК-6» (Госреестр № 58348-14).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (не реже 1 раза в 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 результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

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

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

-    передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-35ИУ8, включающее в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС). Шкала времени УСПД уровня ИВК синхронизирована с метками временем устройства синхронизации системного времени, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД уровня ИВК осуществляет коррекцию шкалы времени сервера и УСПД уровня ИВКЭ. Сличение шкалы времени УСПД со шкалой временем ИВК, выполняется не реже чем 1 раз в 30 мин при сеансе связи УСПД - ИВК. Корректировка шкалы времени УСПД осуществляется автоматически при обнаружении рассогласования шкалы времени УСПД и ИВК более чем на ± 1 с. УСПД уровня ИВКЭ осуществляет коррекцию шкалы времени счетчиков. Сличение шкалы времени счетчиков со шкалой временем УСПД уровня ИВКЭ, выполняется не реже чем 1 раз в 30 мин при сеансе связи УСПД уровня ИВКЭ со счетчиками, и корректировка шкалы времени осуществляется УСПД уровня ИВКЭ автоматически при обнаружении рассогласования шкалы времени УСПД уровня ИВКЭ и счетчиков более чем на ± 1 с.

Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика, УСПД, сервера.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО УСПД, ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР».

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.1 - 1.3.

Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Таблица 1.3 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

ПО « АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав первого уровня ИИК АИИС КУЭ

Примечания:

1    Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

4    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение от 0,98-ином до 1,02-ином;

-    сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;

-    температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

5    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение питающей сети 0,9-ином до 1,1-ином,

-    сила тока от 0,051ном до 1,2 1ном для ИИК № 1 - 9, 11 - 18, 21 - 27, 29 и от 0,011ном до 1,21ном для ИИК № 10, 19, 20, 28, 30, 31.

температура окружающей среды:

-    для счетчиков от плюс 10 до плюс 35 °С;

-    для трансформаторов тока по, ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-1983 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

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

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    для счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

-    для счетчиков электрической энергии многофункциональных ЕвроАЛЬФА (Госреестр № 16666-97) - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов;

-    для сервера ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчиков электрической энергии Тв < 24 часа;

-    для УСПД Тв < 1 час;

-    для сервера Тв < 1 час;

-    для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

-    панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

-    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере ИВК;

-    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

-    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:

-    фактов параметрирования счетчиков электрической энергии;

-    фактов пропадания напряжения;

-    фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    УСПД и сервере ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -составляет 300 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 30 лет;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАЛЬФА (Госреестр № 16666-97) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет не менее 45 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 5 лет при 25 °С, не менее 2 лет при 60 °С;

-    УСПД - хранение данных при отключении питания - не менее 5 лет;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Основные средства поверки:

-    для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    для счётчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    для счетчиков электрической энергии многофункциональных ЕвроАЛЬФА (Г осреестр № 16666-97) - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 3800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0 ;

-    для УСПД осуществляется по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327.Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП«ВНИИМС» в 2009 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

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

-    термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сормовской ТЭЦ Филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сормовской ТЭЦ Филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс»

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

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

3    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.