Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Фортум" филиал Челябинская ТЭЦ-1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-1 (далее АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, измерений времени в координированной шкале времени UTC..

Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1 является трехуровневой системой с иерархической распределенной обработкой информации:

- первый - уровень измерительных каналов (далее - ИК);

- второй - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки;

- третий - уровень информационно-вычислительного комплекса.

В состав АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1 входит система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.

АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1 решает следующие задачи:

- осуществление эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля выработки и потребления электрической энергии и мощности по точкам поставки;

- измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электрической энергии автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале UTC;

- автоматическое выполнение измерений;

- автоматическое ведение системы единого времени;

- регистрация параметров электропотребления;

- формирование отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС», ОАО «Фортум» и другим смежным субъектам оптового рынка электрической энергии (ОРЭ).

АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1 включает следующие уровни:

1-й уровень состоит из 29 ИК и включает в себя:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0.5;

- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) классов точности 0.5;

- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 класса точности 0.2S/0.5, 0.5S/1;

- вторичные измерительные цепи;

2 -й уровень ИВКЭ включает в себя:

- УСПД типа RTU-327L;

- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

3-й уровень ИВК включает в себя:

- технические средства приемо-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- сервер базы данных «Альфа ЦЕНТР».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. 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 вычисляется для интервалов времени 30 мин суммированием результатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал времени 0,02 с.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале времени усреднения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электрической энергии.

Цифровые сигналы с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS485 и через сегменты локальной вычислительной сети (ЛВС) поступает в УСПД, расположенный в шкафу сервера АИИС КУЭ. В УСПД осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) по сети Ethernet на уровень сервер БД уровня ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и накопление измерительной информации.

Синхронизация времени осуществляется при помощи устройства синхронизации системного времени (УССВ), подключенного к УСПД и обеспечивающего прием сигналов точного времени спутниковой навигационной системы GPS. УСПД при каждом сеансе опроса счетчиков (1 раз в 30 минут) осуществляет синхронизацию времени встроенных часов счетчика со встроенными часами УСПД при расхождении времени между ними более чем на 2 с.

Регламентированный доступ к информации сервера БД АИИС КУЭ с АРМ операторов осуществляется через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.

Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:

- испытательной коробки (специализированного клеммника);

- крышки клеммных отсеков счетчиков;

- Сервера;

- УСПД.

Программное обеспечение

Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):

- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 мин);

- автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;

- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;

- автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;

- использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));

- конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

- сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

- передача в автоматизированном режиме в ИАСУ КУ (КО), Региональное диспетчерское управление «Системный оператор - центральное диспетчерское управление Единой электрической сети» (РДУ «СО-ЦДУ ЕЭС») и другим заинтересованным субъектам ОРЭ результатов измерений;

- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1 , событий в АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1.

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

- обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;

- автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:

- установкой пароля на счетчик;

- установкой пароля на сервер;

- установкой пароля на УСПД;

- защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Таблица 2. Продолжение

* - данный канал является информационным

Примечания:

1. В графе 7 таблицы 2 «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95; cosф=0,87 ($шф=0,5) и токе ТТ, равном 1ном.

2. В графе 8 таблицы 2 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности измерений электрической энергиии мощности посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95; cosф=0,5 (sinq=0,87) и токе ТТ, равном 10 % от 1ном.

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 ^ 1,02)ином; диапазон силы тока (1,0 ^ 1,2)1ном; коэффициент мощности cosф=0,9 инд.

- температура окружающего воздуха для счетчиков электрической энергии: от минус 40°С до 25°С; УСПД - от минус 40°С до 60°С;

- магнитная индукция внешнего происхождения - 0 мТл;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.

4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 ^ 1,1)ином1; диапазон силы первичного тока (0,01 ^ 1,2)1ном1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 ^ 1,0 (0,6 ^ 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха от -30°С до 35°С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.

Для счетчиков электрической энергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 ^ 1,1)ином2; диапазон силы вторичного тока (0,01 ^ 1,2)1ном2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 ^ 1,0 (0,6 ^ 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха от 15°С до 30°С;

- относительная влажность воздуха (40 ^ 60) %;

- атмосферное давление (750±30) мм рт. ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В, частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от 15 °С до 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (750 ± 30) мм рт.ст.

5. Надежность применяемых в системе компонентов:

- счётчик электрической энергии- среднее время наработки на отказ не менее Т =

35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 7 суток;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч.;

6. Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, не менее 70 суток; при отключении питания - не менее 30 лет.

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергиипо каждому ИК - не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания - не менее 3 лет.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1 как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC ± 5 с.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится в левой верхней части титульных листов эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1 .

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1 приведена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии- АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-1. Методика поверки. ДЯИМ.422231.251.МП», утвержденный ФБУ «Пензенский ЦСМ» 10 декабря 2012 года.

Рекомендуемые средства поверки:

- переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь для работы со счетчиками электрической энергии и с программным обеспечением для работы с радиочасами РЧ-011;

- мультиметры Ресурс-ПЭ - 2 шт.;

- радиочасы РЧ-011/2.

Сведения о методах измерений

Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-1 и отдельных измерительных комплексов». Аттестована ФБУ «Пензенский ЦСМ».

Нормативные документы

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

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.