Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго" на ГТ ТЭЦ г.Касимов

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на ГТ ТЭЦ г. Касимов (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности с ОРЭМ на ГТ ТЭЦ г. Касимов по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее по тексту - ИАСУ КУ) ОАО «АТС»; филиал ОАО «СО ЕЭС» Рязанское РДУ; филиал «МРСК Центра и Приволжья» - «Рязаньэнерго» и ОАО «Рязанская энергетическая сбытовая компания» в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ построена на основе ИВК «Альфа Центр» (Госреестр № 20481-00) и представляет собой трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ состоит из трех уровней:

1-ый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), который включает 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.

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 Госсреестр № 17049-09, автоматизированные рабочие места операторов, технические средства приема-передачи данных, технические средства обеспечения питания технологического оборудования.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных ОАО «ГТ ТЭЦ Энерго» (далее по тексту -сервер ОАО «ГТ ТЭЦ Энерго»), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

В качестве сервера ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» используется промышленный компьютер НР ProLian ML370 с установленным программным обеспечением AC_SE и Oracle 9.2 (ПО «Альфа Центр»)..

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 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);

лист № 2

Всего листов 8 - 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 организации-участники 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);

- передача журналов событий счетчиков.

Принцип действия:

ТТ и ТН приводят действительные значения токов и напряжений к нормированным величинам. Непрерывные величины тока и напряжения в точке измерения электроэнергии с ТТ и ТН поступают на вход счетчика. Счетчик преобразует аналоговые сигналы тока и напряжения в дискретные, проводит вычисления активной, реактивной и полной мощности, интегрирует полученные значения на заданном интервале усреднения (30 мин). По завершению заданного интервала интегрирования переносит данные в энергонезависимую память с привязкой к календарному времени.

В процессе работы счетчика постоянно ведется контроль событий, которые по мере их возникновения записываются в журналы событий. Данные сохраняются в энергонезависимой памяти счетчика на глубину не менее 35 сут.

УСПД в соответствии с параметрами конфигурации раз в 30 мин считывает данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий счетчиков, подключенных к УСПД.

Считанные данные результатов измерений в УСПД приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных, по описанию групп учета формируются учетные данные группы и архивируются в БД. Так же в базу данных УСПД заносятся журналы событий счетчиков.

В результате функционирования УСПД производится сбор данных со всех ИИК путем последовательного опроса всех счетчиков. В процессе своего функционирования УСПД непрерывно ведет журнал событий с указанием даты и времени возникновения событий.

Результаты измерений, журналы событий счетчиков и УСПД хранятся в энергонезависимой памяти УСПД не менее 35 сут.

УСПД автоматически, в заданные интервалы времени с периодичностью 30 мин, по запросу передает информацию на сервер ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго». После получения информации результаты измерений приращений активной и реактивной электроэнергии и записи журналов событий счетчиков и УСПД заносятся в базу данных сервера (записываются на жесткий диск сервера).

Доступ к информации, хранящейся в базе данных УСПД, осуществляется с АРМ инженера АСКУ ЭН.

Все виды коммерческой, технической и служебной информации привязаны к единому календарному времени.

Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически внутренними таймерами счетчиков, УСПД.

Синхронизация времени УСПД осуществляется по сигналам единого времени, принимаемым через устройство синхронизации встроенное в УСПД. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД. Контроль времени УСПД осуществляется с периодичностью 1 с, синхронизация времени осуществляется при расхождении времени СОЕВ и УСПД на величину более 1 с.

СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени с точностью не хуже ±5,0 с/сут.

лист № 3

Всего листов 8

Синхронизация времени в счетчиках, подключенных к УСПД, осуществляется от УСПД. Контроль времени в счетчиках происходит при каждом сеансе связи, синхронизация времени - при расхождении времени счетчиков и УСПД на величину более ±2 с.

Программное обеспечение

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Альфа Центр».

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на ГТ ТЭЦ г. Касимов приведён в таблице 1.

Таблица 1

ПО ИВК «Альфа Центр» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на ГТ ТЭЦ г. Касимов.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на ГТ ТЭЦ г. Касимов от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на ГТ ТЭЦ г. Касимов приведен в Таблице 2.

Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

Примечание: A1805RAL-P4G-DW-4 (А=5000 имп/кВт-ч(имп/квар-ч)

Таблица 3

Примечания:

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

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

3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение от 0,9 до 1,1- Uhom;

• ток от 1 до 1,2-Imom, cosq=0,9 инд;

• температура окружающей среды: (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение питающей сети от 0,9 до 1,1- Uhom,

• ток от 0,01 до 1,2-Ihom;

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 65 °С;

- УСПД от минус 10 до плюс 50 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

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

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• счетчики электроэнергии А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120 000 часов;

• УСПД ЭКОМ 3000 - среднее время наработки на отказ не менее 75 000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 2 часа;

• для УСПД Тв < 2 часа

• для сервера Тв < 1 час;

• для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ АЭС от несанкционированного доступа:

• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;

• на счетчики предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;

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

• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

• защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• фактов параметрирования счетчика;

• фактов пропадания напряжения;

• фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

• УСПД (функция автоматизирована);

• серверах, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчик электроэнергии А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 92 суток; при отключении питания - не менее 30 лет;

• УСПД ЭКОМ 3000 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - 40 суток; при отключении питания - 10 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4

Поверка

осуществляется по документу МП 1062/446-2011 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на ГТ ТЭЦ г. Касимов. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в августе 2011 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 8.216-88;

- Счетчики Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.

- ИВК «Альфа Центр» - по методике поверки ДЯИМ.466453.006МП утверждённой ГЦИ СИ ВНИИМС в 2000 г.

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

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

- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений (-40.. .+50) °С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительная системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на ГТ ТЭЦ г. Касимов аттестована ЗАО НПП «ЭнергопромСервис». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 028/01.00238-2008/061.11-2011 от 05 августа 2011 г

Нормативные документы

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

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

7 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.