Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ячейки 25 ОРУ-110 кВ Новогорьковской ТЭЦ филиала "Нижегородский" ПАО "Т Плюс", 64755-16

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ячейки 25 ОРУ-110 кВ Новогорьковской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом Новогорьковской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;

-    периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

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

-    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 хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

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

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    автоматическое 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 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики электроэнергии класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя локальное устройство сбора и передачи данных (УСПД 1) RTU-327, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, каналы связи и каналообразующее оборудование, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора и специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя центральное устройство сбора и передачи данных (УСПД 2) RTU-327, устройство синхронизации системного времени YCCB-35HVS, сервер «Центр сбора и обработки информации» (далее - ЦСОИ), автоматизированные рабочие места (АРМы), ПО «АльфаЦЕНТР».

Устройства второго и третьего уровня входят в состав АИИС КУЭ Новогорьковской ТЭЦ Филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс» (регистрационный номер № 62230-15).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД1,

где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (ИВК).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-35HVS (УССВ), включающее в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС). Таймер УСПД 2 синхронизирован с метками времени УССВ, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД 2 осуществляет коррекцию времени сервера и УСПД 1. Сличение времени УСПД 2 с сервером осуществляется не реже чем

1 раз в 30 мин, корректировка времени сервера происходит при расхождении со временем УСПД2 более чем на 1 с. Сличение времени УСПД 2 с УСПД 1 осуществляется не реже чем

1 раз в 30 мин, корректировка времени УСПД 1 происходит при расхождении со временем УСПД2 более чем на 1 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД 1 происходит не реже чем 1 раз в 30 мин, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД 1 более чем на 1 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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 ПО «АльфаТЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.

Технические характеристики

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

Метрологичес

кие

характеристики

ИК

Состав измерительных каналов системы

Наименование объекта и порядковый номер точки измерений

Вид

электро

энергии

х

я

и

в

о

л

с

х

и

ч

о

б

а

р

в

ь

т

с

о

н

в

е

гр

о

к

ая

н

в

о

н

с

О

2

«

С

С

У

А

т

с

о

н

а

е

Счетчик

ТТ

ТН

о

п

НКФ-110 110000/ 100 Кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04 OTEF 110000/ 100 Кл.т. 0,2 Рег. № 29686-05

9

0

-

7

0

9

А1802ЯАЬХ QV-P4GB-DW-GS-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

реактив

ная

VIS WI 600/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 37750-08

КВЛ 110кВ Новогорьковская ТЭЦ-НОРСИ

0,8

1,7

1.5

2.5

1

г

е

Р

7

2

3

-

£

T

р4

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

3    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение от 0,98^ном до 1,02•Uном; ток от 1,0Пном до 1,2Пном, cosj =0,9 инд.;

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

Продолжение таблицы 2_

4    Рабочие условия:

-    параметры сети: напряжение от 0,9-U^ до 1,1-U^; ток от 0,02-!ном до 1,2Пном;

cosj =0,8 инд.;

-    допускаемая температура окружающей среды для: измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 50 °С, счетчиков от минус 40 до плюс 65 °С; УСПД от минус 10 до плюс 50 °С; сервера от плюс 10 до плюс 30 °С;

5    Погрешность в рабочих условиях указана для I=0,02 !ном cosj =0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °С.

6    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 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 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в описании типа метрологических характеристик.

Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов: электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т =120000 ч, среднее время восстановления работоспособности ^в) 24 ч;

УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т =40000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =1 ч;

Сервер ИВК - среднее время наработки на отказ не менее Т =70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =1 ч.

В журналах событий фиксируются факты: журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    несанкционированный доступ Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

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

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (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:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 300 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 30 лет;

-    УСПД - хранение результатов измерений 45 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ячейки 25 ОРУ-110 кВ Новогорьковской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 64755-16 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ячейки 25 ОРУ-110 кВ Новогорьковской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс». Измерительные каналы. Методика поверки» утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 08 июля 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 Альфа А1800 по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    УСПД «RTU-327» - по документу ДЯИМ.466215.007 МП «ГСИ. Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 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 информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ячейки 25 ОРУ-110 кВ Новогорьковской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс». Паспорт-формуляр № 78257026.425210.001.ФО».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ячейки 25 ОРУ-110 кВ Новогорьковской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс»

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.