Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Объект № 3 (ПГУ ТЭЦ-450) г. Ярославль, Тенинская котельная, 64523-16

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Объект № 3 (ПГУ ТЭЦ-450) г. Ярославль, Тенинская котельная (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности для определения величины учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

-    периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;

-    предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных

о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных 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), соподчинённой национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК) включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), трансформаторы тока (ТТ), счетчики активной и реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных. Все используемые компоненты ИИК имеют сертификаты или свидетельства об утверждении типа средств измерений.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «Альфа! ЦЕНТР» производства ООО «Эльстер Метроника» (№ 44595-10 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя линии связи, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройства синхронизации системного времени на базе блока коррекции времени ЭНКС-2 производства

ЗАО «ИЦ «Энергосервис» (№ 37328-15 в Государственном реестре средств измерений), технические средства обеспечения питания технологического оборудования.

Между уровнями ИИК и ИВК с помощью каналообразующей аппаратуры организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК. В качестве канала используются линия связи интерфейса RS-485 и Ethernet.

На уровне ИВК обеспечивается:

-    автоматический регламентный сбор результатов измерений;

-    автоматическое выполнение коррекции времени;

-    сбор данных о состоянии средств измерений;

-    контроль достоверности результатов измерений;

-    восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

-    возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;

-    хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение

3,5 лет;

-    ведение нормативно-справочной информации;

-    ведение «Журналов событий»;

-    формирование отчетных документов;

-    передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭМ;

-    безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;

-    конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

-    предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

-    диагностику работы технических средств и ПО;

-    разграничение прав доступа к информации;

-    измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:

-    отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

-    показатели режимов электропотребления;

-    максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и

суткам;

-    допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.

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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:

-    активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период

0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы

преобразователя интерфейса. Цифровой сигнал с выходов преобразователя интерфейса поступает на сервер БД АИИС КУЭ Объект №3 (ПГУ ТЭЦ-450) г. Ярославль, Тенинская котельная. По запросу или в автоматическом режиме сервер БД АИИС КУЭ Объект №3 (ПГУ ТЭЦ-450) г. Ярославль, Тенинская котельная осуществляет опрос счетчиков электрической энергии.

На верхнем - втором уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе блока коррекции времени ЭНКС-2, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы ЭНКС-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное.

Часы сервера БД АИИС КУЭ Объект №3 (ПГУ ТЭЦ-450) г. Ярославль, Тенинская котельная синхронизируются с часами ЭНКС-2 не реже 1 раза в час при достижении рассогласования времени более чем на ±1 с. Сервер БД АИИС КУЭ Объект №3 (ПГУ ТЭЦ-450) г. Ярославль, Тенинская котельная осуществляет корректировку показаний часов счетчиков электроэнергии не реже 1 раза в сутки при достижении рассогласования времени более чем на ±1 с.

Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ±5 с/сут.

Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Защищенность применяемых компонентов:

а)    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика электрической энергии;

-    испытательной коробки;

-    сервера БД;

б)    защита информации на программном уровне:

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

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервер.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Комплекс измерительновычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», которое обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.

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

Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО

Технические характеристики

Состав и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Примечания:

1.    Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.

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

3.    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) №ом; ток (1 - 1,2) !ном, cosj = 0,8 инд.;

-    температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;

-    относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

-    атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

-    частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4Гц;

4.    Рабочие условия:

-    параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) №ом; ток (0,05 - 1,2) !ном,

0,5 инд < cosj < 0,8 емк;

-    температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;

-    относительная влажность воздуха до 90 %;

-    давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

-    частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

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

Г лубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - для СЭТ-4ТМ.03М глубина хранения каждого массива профиля, при времени интегрирования 30 минут, составляет 113 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений за весь срок эксплуатации системы.

6.    Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счетчик электрической энергии - для СЭТ-4ТМ.03М среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

-    сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 0,5 часа.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.

Таблица 3 - Комплект поставки средства измерений

Поверка

осуществляется по документу 1983П-16.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Объект №3 (ПГУ ТЭЦ-450) г. Ярославль, Тенинская котельная. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Марийский ЦСМ» 11.05.2016 г.

Основные средства поверки:

-    для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные

трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    для счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ»;

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

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

-    радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и радиосервером РСТВ-01;

-    термогигрометр «CENTER» (мод.314).

Знак поверки наносится на свидетельство и паспорт АИИС КУЭ клеймом и (или) наклеиванием клейма в виде наклейки.

Сведения о методах измерений

отсутствуют.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности Объект № 3 (ПГУ ТЭЦ-450) г. Ярославль, Тенинская котельная

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.