Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-1 ГУ ОАО "ТГК № 2" по Ярославской области

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-1 ГУ ОАО «ТГК № 2» по Ярославской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

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

Описание

АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 20481-00), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ ТЭЦ-1 ГУ ОАО «ТГК № 2» по Ярославской области состоят из трех уровней:

1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включают 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 - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр № 37288-08), устройство синхронизации системного времени (УССВ), включающее в себя приемник GPS-сигналов, подключенный к УСПД, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы..

3-ий уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (СБД) АИИС КУЭ ТЭЦ-1 ГУ ОАО «ТГК № 2» по Ярославской области (НР Proliant ML370R G4), автоматизированные рабочие места (АРМ), специализированное программное обеспечение (ПО), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «АльфаЦЕНТР». АРМ по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия связано с сервером для этого в настройках ПО «АльфаЦЕНТР» указывается IP-адрес сервера.

В качестве ССД используется сервер НР Proliant ML370R G4, установленный в региональном отделении ОАО «Территориальная генерирующая компания № 2». В качестве

лист № 2

Всего листов 8 СБД используются сервер НР Proliant ML370R G4. СБД установлен в центре сбора и обработки информации ОАО «Территориальная генерирующая компания № 2».

На уровне ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-1 ГУ ОАО «ТГК № 2» по Ярославской области осуществляется автоматический сбор данных с ИВКЭ ( УСПД ), ведётся статистика по связи и протоколы событий в системе.

ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-1 ГУ ОАО «ТГК № 2» по Ярославской области:

• выполняет опрос значений результатов измерений, хранящихся в базе данных ИВКЭ;

• выполняет опрос состояний средств измерений, хранящихся в базе данных ИВКЭ, включая:

• журналы событий ИВКЭ;

• данные о состоянии средств измерений со всех информационно-измерительных каналов (ИИК), обслуживаемых данным ИВКЭ;

• осуществляет информационный обмен с заинтересованными организациями в рамках согласованного регламента «по запросу» о состоянии объектов измерений, включая состояния выключателей, разъединителей, трансформаторов энергоустановки.

В результате сбора информации о результатах измерений, составе, структуре объекта измерений в ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-1 ГУ ОАО «ТГК № 2» по Ярославской области проводится структуризация информации, формирование разделов баз данных по результатам измерений, состоянию средств измерений и состоянию объектов измерений. На основе анализа собранных данных определяются необходимые учетные (интегральные) показатели измеренных параметров посредством соответствующей обработки полученных данных.

В ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-1 ГУ ОАО «ТГК № 2» по Ярославской области обеспечена возможность информационного взаимодействия с системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) главного управления ОАО «Территориальная генерирующая компания N 2» по Ярославской области (АИИС КУЭ ГУ ОАО «ТГК-2» по ЯО) регистрационный номер Госреестра 34587-07.

Для ведения электронного архива коммерческих и контрольных данных в ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-1 ГУ ОАО «ТГК № 2» по Ярославской области используются системы управления реляционными базами данных с поддержкой языка SQL (Database Language SQL).

Взаимодействие между ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-1 ГУ ОАО «ТГК № 2» по Ярославской области и заинтересованными организациями в рамках согласованного регламента осуществляется по основному и резервному каналу связи. Основной канал связи организован по электронной почте пересылкой xml-макетов.

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);

- 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 календарного времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

- передача журналов событий АИИС КУЭ.

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.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим календарным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 поступает в ИВКЭ (УСПД), где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.

Сервер при помощи программного обеспечения (ПО), один раз в сутки, опрашивает ИВКЭ (УСПД) и считывает с него 30 минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки. Считанные значения записываются в базу данных. Сервер СБД производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности. В автоматическом режиме раз в сутки сервер СБД считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML в ОАО «АТС», ТЭЦ-1 ГУ ОАО «ТГК № 2» по Ярославской области и другие заинтересованные организации.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ).СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-35 HVS, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования GPS. GPS-приемник ежесекундно без обработки передает в УСПД сигналы точного времени с точностью до целых секунд. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 минут осуществляется сличение времени между часами УСПД и часами счетчиков. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и 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 «АльфаЦЕНТР» производства ООО «ЭльстерМетроника» г. Москва, ПО СОЕВ.

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ТЭЦ-1 ГУ ОАО «ТГК № 2» по Ярославской области.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ТЭЦ-1 ГУ ОАО «ТГК № 2» по Ярославской области от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ ТЭЦ-1 ГУ ОАО «ТГК № 2» по Ярославской области (1-2 уровень) приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

Таблица 3

Примечания:

1. Погрешность измерений 8i(2)%p и 81(2)%q для cosy=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 8ц2)%р и 81(2)%„q для cosq<1,0 нормируется от I2%„.

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

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

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение от 0,98-ином до 1,02-ином;

• сила тока от 1ном до 1,21ном, cos <р 0,9 инд;

• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

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

• сила тока от 0,01-1ном до 1,2-1ном для ИИК № 1, сила тока от 0,05-1ном до 1,2-1ном для ИИК № 2,;

• температура окружающей среды:

- счетчики электроэнергии ЕвроАльфа от минус 40 °С до плюс 70 °С;

- УСПД (RTU-325) от минус 40 °С до плюс 85 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

лист № 6

Всего листов 8

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 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:

• счетчик электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов;

• УССВ-35 HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

• УСПД (RTU-325) - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов.

• сервер - среднее время наработки на отказ не менее 23612 часа

• резервирование питания в АИИС осуществляется при помощи устройств бесперебойного электропитания (UPS), обеспечивающих стабилизированное бесперебойное питание элементов АИИС при скачкообразном изменении или пропадании напряжения (бестоковая пауза, не вызывающая сбоев в работе сервера - 30 мин).

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 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, УССВ, УСПД, 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

• фактов параметрирования счетчика;

• фактов пропадания напряжения;

• фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

• УСПД, сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - до 5 лет при температуре 25 °С;

• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

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 1251/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-1 ГУ ОАО «ТГК № 2» по Ярославской области. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в марте 2012 года.

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;

• счетчик ЕвроАЛЬФА - по документу "ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки", согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.

• ИВКЭ УСПД RTU-325 - по документу « Устройства сбора и передача данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП.» утвержденному ГСИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008г.;

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

лист № 8

Всего листов 8

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

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

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием систем автоматизированных информационноизмерительных коммерческого учета электроэнергии ГУ ОАО «ТГК-2» по ЯО. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 993/446-01.00229-2012 от «29» марта 2012г

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 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.