Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", 66877-17

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на выход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в АО «ДГК» г. Хабаровска.

Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP\IP сети Internet в виде xml-файлов

формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «ФОРМАТ И РЕГЛАМЕНТ ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ, СОСТОЯНИЙ СРЕДСТВ И ОБЪЕКТОВ ИЗМЕРЕНИЙ В АО «АТС», АО «СО ЕЭС» И СМЕЖНЫМ СУБЪЕКТАМ» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени по сигналам единого календарного времени, которые передаются со спутников глобальной системы позиционирования - ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов единого календарного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ± 1 мс.

УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ± 2 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера 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) ТЕЛЕСКОП+, с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении._

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

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Турбогенератор ТГ №5

Турбогенератор ТГ №3

to

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

Турбогенератор ТГ №4

Счетчик

ю*

LtJ

On

On

VO

^1

i

О

оо

to

^1

to

I

о

н

II

о

К)

сг>

н II р К) сг>

>

>

td

td

td

>

td

>

td

>

td

>

о

о

О

о

о

о

0

(J

Н

1

Н

о

0

(J

н

1

н

о

LtJ

О

(J

Н

■

н

о

Н

0

5=1

to

о

н

0

5=1

I

to

о

X

5=1

to

X

5=1

to

о

оо

о

^1

о

LtJ

LtJ

о

OJ

о

о\

00

о

to

о

00

о

о

to

о

о

to

LtJ

96000

96000

On

160000

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 Зав. № 11150242 Per. № СИ 53992-13

Tf

о

РЭ

п

д

со

Д

Р

hd

о>

р

з

д

со

д

Р

hd

о>

р

з

д

со

д

р

>

п

К

D3

д

В3

>

п

Д

D3

Д

В3

>

П

д

со

Д

Р

00

Н- Н-оо "о

Н-

Н-

“о

VO

00

td

о

сг>

*1

0

1    5=1 s g

н 2 о н а ^

,_, Ю*

Os

о

и

*

<т>

X

X

а>

н

РЭ

о\

и

X

с

Е

to

to

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТТ

ВJI110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Амурмаш - ЛДК» №1 С-89

Счетчик

В Л 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Падали - Эльбан» №2 С-88

Счетчик

В Л 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Эльбан» №1 С-87

ТН

ю*

to

н

сг>

^1

to

-р*.

I

о

-р*.

td

>

td

>

td

>

td

>

td

td

>

О

о

о

о

О

о

>

О

(J

Н

■

н

о

0 (J

н

1

-р*.

н

о

0 (J

н

1

-р*.

н

о

Н

td

to

to

о

о

^1

to

о

Os

о

SO

о

о

о

SO

о

о

SO

Os

^1

Os

132000

132000

Os

132000

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13

TI

о

РЭ

Я

н

К

со

X

Р

TI

<т>

рэ

Я

н

К

со

X

р

hd

о>

рэ

п

X

со

X

р

>

п

К

D3

X

В3

>

п

X

со

X

р

>

П

X

со

X

Р

SO

td

О

<т>

*1

0

1    5=1 8 s

н 2 о н а ^

,_, Ю'

о

и

%

сг>

X

X

сг>

н

рэ

о\

и

X

с

Е

ю

BJI110 кВ "Амурская ТЭЦ-1 - ПС Комсомольская" С-71

В Л 110 кВ "Амурская ТЭЦ-1 - Хурба - ПС Комсомольская" С-12

В Л 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Амурмаш -ЛДК» №2 С-90

ю

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

X

iо*

ю

ю

00

I

о

00

ю*

Ю

^1

Vi

ю

-р*.

I

о

-р*.

ю*

Ю

^1

VI

ю

-р*.

I

о

-р*.

н

II

р

VI

сг>

н

о

о

>

>

>

>

>

td

td

td

td

td

О

О

о

О

о

0 (J

н

1

-р*.

н

о

О

(J

Н

■

н

о

LtJ

О

(J

Н

■

н

о

LtJ

Н

td

ю

ю

о

оо

о

о

ю

О

VO

о

VI

ю

О

VO

о

VI

VI

о

ю

VI

VI

о

132000

132000

132000

о\

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13

Tf

о

Р

Я

Н

К

со

X

р

TI

<т>

рэ

Я

Н

К

со

X

Р

>

П

К

D3

X

В3

>

п

X

со

X

р

>

п

X

СИ

X

р

о>

рэ

п

X

со

X

р

н- н-

JO ^ IO “о

н-

JN)

"ю

н-

“о

VO

td

о

<т>

*1

0

1    5=1 8 s

н 2 о н а ^

,_, Ю'

оо о\

я

43

о

й

о

и

*

<т>

Д

X

а>

н

РЭ

о\

и

X

с

Е

ю

ю

ОВ-110 кВ

ю

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ВJI 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 -ТП Центральная" №2 Т-227

Счетчик

В Л 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 -ТП Центральная" №1 Т-225

Счетчик

i? ю

ю

-р*.

I

о

-р*.

iо*

ю*

Ю

^1

ю

-р*.

I

о

-р*.

ю*

Ю

^1

ю

-р*.

I

о

-р*.

н

VO

^1

ю

0

1

о

ON

On

о

о

сг>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

td

>

О

о

О

о

О

о

>

О

(J

Н

■

н

£

о

О

(J

Н

■

-Р*.

н

о

О

(J

Н

■

н

о

LtJ

Н

td

Н

td

Н

td

ю

ю

ю

ю

ю

ю

о

VO

о

ю

о

VO

о

о

о

ON

О

VO

о

ON

о

On

LtJ

On

VO

OJ

^1

42000

42000

On

132000

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13

Tf

о

РЭ

п

X

со

X

Р

hd

о>

р

п

X

со

X

р

hd

о>

р

з

д

со

д

р

>

п

X

D3

X

В3

>

п

X

D3

X

В3

>

П

X

со

Д

Р

00

VO

td

о

<т>

►I

0

1    5=1

8 S

н 2 о н а ^

,_, Ю*

о

и

%

сг>

Д

X

сг>

н

рэ

о\

и

X

с

Е

ю

ю

Счетчик

ТТ

ТН

тт

ТН

ТТ

ВJI 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 -АГМК" №1 Т-228

ТН

В Л 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 - ТП ктпн - гпп Городская" №2 Т-226

Счетчик

В Л 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 - ТП ктпн - гпп Городская" №1 Т-224

Счетчик

i? LtJ On On VO ^1 i

О

оо

н

II

р

"L/i

сг>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

td

>

о

о

О

о

О

о

>

0 (J

н

1

H

£

о

LtJ

со

к

0

5=1

1

U)

<71

со

к

0

5=1

1

U)

<71

0 (J

н

1

н

о

0 (J

н

1

н

о

8

сг> -р*. о

5=1

5=1

о

oo

о

о

о

о

On

О

LtJ

о

VO

On

^1

О

о

VO

о

о

VO

о

VO

о

ю

VO

10500

42000

42000

On

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 Зав. № 11150242 Per. № СИ 53992-13

Tf

о

рэ

П

X

со

X

Р

hd

о>

рэ

3

д

со

д

р

hd

о>

рэ

з

д

со

д

р

>

п

X

D3

X

В3

>

П

X

D3

X

В3

>

П

X

со

Д

Р

00

VO

td

о

<т>

0

1    5=1

8 S

н 2 о н а ^

,_, Ю*

ю

о

vo

о

и

%

сг>

Д

X

а>

н

рэ

04

и

X

с

Е

ю

ГРУ-6 кВ Фидер № 1А

ГРУ-6 кВ Фидер № 1В

ю

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ВJI 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 -АГМК" №2 Т-229

Счетчик

i? LtJ On On VO ^1 i

О

oo

ю*

Ю

^1

Vi

ю

-р*.

I

о

-р*.

ю*

Ю

^1

Vi

ю

-р*.

I

о

-р*.

н

II

р

VI

сг>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

td

>

О

о

О

о

о

о

>

0 (J

н

1

H

£

о

LtJ

О

(J

Н

■

н

о

OJ

О

(J

Н

■

-Р*.

н

£

о

OJ

Н

Я

5=1

I

U)

-L

ю

о

oo

о

-Р*.

о

о

On

ю

00

OJ

Js)

ю

00

OJ

ю

00

OJ

Js)

ю

00

LtJ

о

VO

о

VI

ю

о

о

VO

о

VI

-Р*.

о

On

LtJ

VO

VO

On

2400

9600

On

10500

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 Зав. № 11150242 Per. № СИ 53992-13

Tf

о

п

X

СИ

X

р

TI

<т>

рэ

3

к

со

X

р

>

П

X

D3

X

В3

>

п

X

со

д

р

о>

р

3

д

со

X

р

К

со

X

Р

00

н- н-

JO ^ Vi 1о

н-

Js>

"vi

н-

VO

td

о

<т>

*1

0

1    5=1

8 S

н 2 о н а ^

,_, Ю*

Примечания

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

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

3    Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)Тном, еоБф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.

4    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

5    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Надежность системных решений:

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

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-    попытка несанкционированного доступа;

-    факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

-    изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    ИВК.

-    наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;

-    ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована);

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-109-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.11.2016 года.

Основные средства 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 и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;

-    по МИ 3195-2009 Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    по МИ 3196-2009 Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласованна с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

-    для УСПД ARIS MT200 - в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;

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

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

-    термогигрометр CENTER (мод.314), Рег. № 22129-09.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК»

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