Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО "ТГК-16" - "Казанская ТЭЦ-3", 68738-17

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (один раз в 30 мин) 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 результатов измерений смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ);

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и 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;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков, ведение и передачу журнала событий ИВК;

предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).

Принцип действия

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным и оптическим линиям связи поступает на сервер ИВК, где осуществляется хранение и накопление измерительной информации.

Сервер ИВК с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий для каждого канала учета. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через последовательный или оптический интерфейс счетчиков.

В АИИС КУЭ газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» в качестве подсистемы входит АИИС КУЭ филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» (вторая очередь), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде средств измерений 60384-16 (Рег. № 60384-16). Результаты измерений и записи журналов событий средств измерения измерительных каналов №№ 1.1-1.6, 1.21-1.54 упомянутой АИИС КУЭ (Рег. № 60384-16) передаются в ИВК АИИС КУЭ газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» по локальной вычислительной сети предприятия.

Сервер ИВК при помощи программного обеспечения (ПО) «ПИРАМИДА 2000» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), объединение информации из подсистемы (регистрационный номер 60384-16) в единую базу данных, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML - макеты электронных документов 80020, 80030, 51070), а также их шифрование и заверение электронной цифровой подписью (ЭЦП).

С уровня ИВК АИИС КУЭ осуществляется передача подписанных ЭЦП XML-макетов 80020, 80030, 51070 в АО «АТС», региональные подразделения АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ).

СОЕВ АИИС КУЭ состоит из часов радиосервера точного времени РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12), зав. номер 160908, сервера ИВК и счетчиков электроэнергии.

Радиосервер точного времени РСТВ-01-01 принимает сигналы точного времени от спутников системы ГЛОНАСС, формирует сигналы синхронизации и с использованием NTP-протокола передает сигналы синхронизации серверу ИВК. Синхронизация часов сервера ИВК осуществляется с цикличностью не реже одного раза в 1024 с вне зависимости от величины расхождения. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера ИВК происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и сервера ИВК на величину более чем ±2 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения «ПИРАМИДА 2000» представлены в таблице 1.

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

Вид

электро

энергии

Состав ИИК АИИС КУЭ

№

ИИК

Наименование

объекта

Счетчик

ТТ

ТН

ИВК

1

3

4

5

6

7

2

КТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, яч.2, ВЛ 220 кВ Казанская ТЭЦ-3 -

1

Киндери I цепь

КТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, яч.4, КВЛ 220 кВ Казанская ТЭЦ-

3 -

Зеленодольская

II цепь

ТОГФ (П) (ТОГФ-220) Кл.т. 0,2S КТТ = 1000/5 Зав. №№ 455; 456; 457 Рег. № 61432-15

TAG 123/245/362/550 (TAG-245) Кл.т. 0,2S КТТ = 1000/5 Зав. №№ 30115412; 30115413; 30115414 Рег. № 29694-08

1    СШ: НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,2

„ _ 220000/ >/э

Ктн--р—

100W3

Зав. №№ 342; 349;

344

Рег. №

20344-05

2    СШ: НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,2

„ _ 220000/ >/э

Ктн--р—

100W3

Зав. №№ 339; 340;

341

Рег. №

20344-05

1    СШ: НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,2

„ _ 220000/ л/3

ктн--р—

100/V3

Зав. №№ 342; 349;

344

Рег. №

20344-05

2    СШ: НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,2

„ _ 220000/ л/3

ктн--р—

100/V3

Зав. №№ 339; 340;

341

Рег. №

20344-05

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812135332 Рег. № 36697-12

8

0

9

0

6

р

е

ме

о

н

.в

а

з

К

2

6 р8 е5 рв 504 ре 4 С

г

е

Р

В

Т

С

Р

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810092946 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии и мощности_

5ор - пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности;

5Р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электроэнергии и мощности_

5oq - пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности;

5q - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Ход часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с/сут.

Примечания:

1.    Погрешность измерений активной энергии и мощности 8ц2)%р для cosj=1 нормируется от I1%, погрешность измерений 51(2)%P для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3.    В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

4.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение переменного тока питающей сети от 0,98-Цном до 1,02-Цном; сила переменного тока от 1ном до 1,2 1ном коэффициент мощности cosj от 0,8 инд. до 1; частота переменного тока 50 Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения 0 мТл; относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение переменного тока питающей сети 0,9-Цном до 1,1 Ином; сила переменного тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном; коэффициент мощности cosj от 0,5 инд. до 1; частота переменного тока от 49,8 до 50,2 Гц; магнитная индукция внешнего происхождения от 0 до 0,5 мТл; относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 °С. температура окружающей среды:

для счетчиков от плюс 8 до плюс 38 °С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;

для радиосервера точного времени РСТВ-01-01 от плюс 5 до плюс 50 °С

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52322-2005, в режиме измерения реактивной энергии по ГОСТ Р 52425-2005.

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и радиосервера на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ 165000 часов;

счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - среднее время наработки на отказ 140000 часов;

радиосервер РСТВ-01-01 - среднее время наработки на отказ 55000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования: для счетчика Тв < 2 часа; для сервера Тв < 1 час; для компьютера АРМ Тв < 1 час; для радиосервера Тв < 24 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала; защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство; формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления. Наличие фиксации в журнале событий ИВК следующих событий: изменение значений результатов измерений; изменение коэффициентов ТТ и ТН; факт и величина коррекции времени; пропадание питания; замена счетчика;

полученные из счетчиков журналы событий.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована); сервере ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 40 лет; счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 3 лет; ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ способом цифровой печати.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-4433-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 21.06.2017 года.

Основные средства поверки:

трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;

радиосервера точного времени РСТВ-01-01 - по методике поверки ПЮЯИ.468212.039МП, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.2011.

Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный № 39952-08;

Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;

Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Рег. № 46656-11).

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.

Сведения о методах измерений

Методика (методы) измерений приведена в документе: «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3». Методика измерений. ГДАР.411711.209-01 МВИ» Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 2046/500-RA.RU.311703-2017 от 15.06.2017 года.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3»

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

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