Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) филиала "Калининградская ТЭЦ-2" АО "Интер РАО - Электрогенерация", 68689-17

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО -Электрогенерация» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной, реактивной электрической энергии и времени.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический и по запросу автоматический сбор привязанных шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут);

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных;

-    передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных

о состоянии средств измерений со стороны серверов 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;

-    измерение времени.

АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:

-    1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (далее -ИИК ТИ);

-    2-й уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановок (далее

- ИВКЭ);

-    3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК);

ИИК ТИ включают в себя:

-    трансформаторы тока (далее - ТТ) и их вторичные цепи;

-    трансформаторы напряжения (далее - ТН) и их вторичные цепи;

-    счётчики электроэнергии.

ИВКЭ включает в себя:

-    устройства сбора и передачи данных на базе контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 (далее - УСПД);

-    каналы передачи данных с ИВКЭ на уровень ИВК;

ИВК включает в себя:

-    интеллектуальный кэширующий маршрутизатор - Пирамида Блока №1 (далее -ИКМ-1);

-    сервер баз данных Блока №1 на базе промышленного компьютера с установленным ПО СУБД MS SQL Server;

-    интеллектуальный кэширующий маршрутизатор - Пирамида Блока №2 (далее -ИКМ-2);

-    сервер баз данных Блока №2 на базе промышленного компьютера с установленным ПО СУБД MS SQL Server;

-    автоматизированные рабочие места (АРМ);

-    каналообразующую аппаратуру для передачи данных во внешние системы;

-    технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.

Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных ТТ и ТН, измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.

Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU).

УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики электрической энергии и собирает результаты измерений, осуществляет обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины.

В ИВКЭ осуществляется:

-    сбор, хранение результатов измерений и служебной информации ИИК;

-    синхронизация времени в счетчиках;

-    передача данных на уровень ИВК.

В ИВК осуществляется:

-    сбор данных с уровня ИВКЭ посредством ИКМ-1 и ИКМ-2. Базы данных серверов БД Блока №1 и Блока №2 взаимно дополняют друг друга и содержат полную информацию

о 30-минутных приращениях электроэнергии по всем присоединениям, а также служебную информацию;

-    обработка данных, заключающаяся в умножении 30-минутных приращений электроэнергии в счетчиках на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;

-    хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе

данных;

-    визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;

-    автоматическая передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений от ИКМ-1 и ИКМ-2 смежным субъектам оптового рынка электрической энергии и мощности, а также инфраструктурным организациям оптового рынка (в форматах 80020, 80030, 80040), в том числе в:

-    ПАК АО «АТС»;

-    филиал ОАО «СО ЕЭС» - Балтийское РДУ;

-    ОАО «Янтарьэнерго»;

-    филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-запада.

В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделяется система обеспечения единого времени (далее СОЕВ). СОЕВ работает следующим образом. Два устройства синхронизации времени УСВ-1, подключенные к ИКМ-1 и ИКМ-2 соответственно, осуществляют прием и обработку сигналов точного времени GPS/ГЛОНАСС в постоянном режиме с использованием встроенного приемника сигналов. ИКМ-1 и ИКМ-2 с помощью программной утилиты синхронизируют свою шкалу времени со шкалой времени УСВ-1 не реже 1 раза в час. Далее ИКМ-1 и ИКМ-2 при опросе УСПД не реже 1 раза в час проверяет поправку часов в УСПД. Если поправка составляет ±1 с и более, происходит коррекция времени в УСПД. УСПД, в свою очередь, при опросе счетчиков осуществляют проверку поправки часов счетчиков, если поправка превышает ±2 с относительно шкалы времени УСПД, то УСПД формирует команду коррекции часов счетчиков, но не чаще 1 раза в сутки. В журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются данные по синхронизации времени (время сеансов синхронизации, разница шкал времени на момент синхронизации, поправка часов счетчиков и УСПД соответственно).

Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:

-    посредством «витой пары» интерфейса RS-485 для передачи данных от ИИК ТИ на уровень ИВКЭ;

-    по протоколу Profibus для передачи данных от ИВКЭ в ИВК при каскадном опросе УСПД (основной канал);

-    посредством интерфейса RS-232 для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный

канал);

-    посредством интерфейса ИРПС «токовая петля» для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный канал);

-    посредством канала стандарта GSM для доступа к ИКМ-1 со стороны внешних систем (основной канал);

-    посредством телефонной сети общего пользования (ТСОП) для доступа к ИКМ-1 со стороны внешних систем (резервный канал).

-    посредством сети Internet (основной канал) для передачи данных от сервера БД ИВК внешним системам.

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы

(ИК).

Перечень измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1.

В АИИС КУЭ предусмотрено пломбирование крышек клеммных зажимов и испытательных коробок счетчиков, а также клеммных зажимов во вторичных цепях ТТ и ТН.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида-2000», идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК

Технические характеристики

Метрологические характеристики приведены в таблице 3, технические характеристики приведены в таблице 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ

100, 120

1,00

±0,5 ±0,6

±0,5 ±0,7

±0,5 ±0,7

Примечания:

1.    8w0A - границы допускаемой основной относительной погрешности измерения активной энергии;

2.    SwA - границы допускаемой относительной погрешности измерения активной энергии в рабочих условиях применения;

3.    SWF - границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной энергии в рабочих условиях применения;

4.    Пределы допускаемых значений отклонений меток времени, формируемых СОЕВ относительно шкалы времени UTC, не более ± 5 с.

Таблица 4 - Технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист документа НВЦП.422200.037.ФО. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО - Электрогенерация». Формуляр».

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП-102-RA.RU.310556-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО - Электрогенерация». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 21.06.2017 г.

Основные средства поверки:

-    NTP-серверы, работающие от сигналов рабочих шкал Г осударственного первичного эталона времени и частоты ГЭТ 1-2012;

-    для ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

-    для ТН - по ГОСТ 8.216-2011;

-    для счетчиков электрической энергии СЭТ4-ТМ.03 по документу ИГЛШ.411152.124 РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.124 РЭ. Методика поверки утверждена ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

-    для счетчиков электрической энергии СЭТ4-ТМ.03М по документу ИГЛШ.411152.145 РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.145 РЭ. Методика поверки утверждена ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2007 г.;

-    для УСПД СИКОН С70 по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

- для устройства синхронизации времени УСВ-1 по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП, утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО - Электрогенерация» и измерительных комплексов «малых точек» измерения. Свидетельство об аттестации методики измерений №334-RA.RU.311735-2017 от «21» июня 2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО - Электрогенерация»

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