Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) 2-й очереди Благовещенской ТЭЦ, 64444-16

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) 2-й очереди Благовещенской ТЭЦ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами АО «Благовещенская ТЭЦ», сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    измерение 3-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (1 раз 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 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 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 (коррекция времени).

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности

0,2S и по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (1 точка измерений).

2-й    уровень - устройство синхронизации системного времени (УССВ), устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 на базе ПК «Энергосфера».

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС, автоматизированное рабочее место персонала 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.

Лист № 2 Всего листов 6

В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по радиоканалам и проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется 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.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени, входящего в состав УСПД, таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1 мс. При каждом сеансе связи происходит сравнение времени УСПД «ЭКОМ-3000» с временем счетчиков. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с УСПД «ЭКОМ-3000» ±2 с. Сравнение времени сервера БД с точным временем УСПД осуществляется при каждом опросе УСПД и коррекция времени выполняется при расхождении времени серверов БД и точного времени ±3 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера», в состав которого входит специализированное ПО, указанное в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики_

Примечания:

1.    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение от 0,98-ином до 1,02-Ином; ток от 1,0-1ном до 1,2-1ном, cosj =0,9 инд.;

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

2.    Рабочие условия:

-    параметры сети: напряжение от 0,9-Ином до 1,1-Ином; ток от 0,02-1ном до 1,2-1ном; cosj =0,8 инд.;

-    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70°С, для счетчиков от минус 40 °С до плюс 70 °С; для сервера от минус 30 до плюс 50 °С; для УСПД от минус 30 до плюс 50 °С;

3.    Погрешность в рабочих условиях указана для I=0,02 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 20 до плюс 40 °С;

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, как у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в описании типа метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

5.    Замена оформляется техническим актом. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

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

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

Лист № 4 Всего листов 6

-    УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 24 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте;

Регистрация событий:

—    в журнале событий счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

—    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

—    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

—    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой

подписи)

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 60 сут;

-    ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ 2-й очереди Благовещенской ТЭЦ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) 2-й очереди Благовещенской ТЭЦ. Измерительные каналы. Методика поверки».

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 64444-16 «Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) 2-й очереди Благовещенской ТЭЦ. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 05.03.2016 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    Счетчики СЭТ-4ТМ.03М по документу ИГЛШ.411152.145РЭ1. «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.

-    УСПД «ЭКОМ 3000» - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2014 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный № 27008-04.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в документе «Система автоматизированная информационно

- измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) 2-й очереди Благовещенской ТЭЦ. Паспорт-формуляр» № 55181848.422222.258 ФО.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ 2-й очереди Благовещенской ТЭЦ

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

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

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

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

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

Всего листов 6