Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановского филиала ОАО "ТГК-6" (2-я очередь)

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с оптового рынка электроэнергии и мощности (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 комплекса технических средств (КТС) "Энергия+" (Госреестр № 21001-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-й очереди) состоят из двух уровней:

1-й уровень - информационно-измерительные комплексы, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах Ивановского филиала ОАО «ТГК-6»;

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК - сервер Depo Storm 2200K4, базовое программное обеспечение (БПО) "Энергия+", комплекс технических средств «Энергия+».

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 базе данных сервера ИВК АИИС КУЭ, отвечающих требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- доступ к информации и ее передачу 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);

- передача журналов событий счетчиков.

Принцип действия:

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии.

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

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы сервер ИВК осуществляется:

- по интерфейсу RS-485 с дальнейшем преобразованием в формат RS-232 и интерфейс ПДС (счетчик - преобразователь RS-485/RS-232/ПдС - сервер ИВК).

На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчётных документов. Передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется:

- основной канал передачи информации - посредством TCP/IP соединений в формате Ethernet по каналу связи на базе волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) через Интернет (сервер ИВК - ВОЛС - ИАСУ КУ ОАО «АТС»);

- резервный канал передачи информации - посредством TCP/IP соединений в формате Ethernet по каналу связи на основе коммутируемых телефонных линий связи через Интернет (сервер ИВК - модем - ИАСУ КУ ОАО «АТС»).

АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ построена на функционально объединенной совокупности программно-технических средств измерений и коррекции времени и состоит из приемника меток времени GPS, устройства сервисного, сервера ИВК и счетчиков электроэнергии ИИК.

Приемник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ), предназначенные для синхронизации часов технического и бытового назначения, которые представляют собой группу из шести прямоугольных радиоимпульсов с частотой заполнения 1000 Гц, где длительность шестого импульса изменяется в зависимости от значения часа суток в соответствии со стандартом ФГУП «ВНИИФТРИ», и передает СПВ на устройство сервисное один раз в час.

Устройство сервисное принимает СПВ от приемника меток времени GPS и производит синхронизацию встроенного в устройство сервисное таймера времени. Таймер времени представляет собой таймер, ведущий часы в формате: минуты, секунды, миллисекунды.

На сервере ИВК установлено БПО КТС "Энергия+", счет времени в котором ведется собственной службой единого времени с обязательной аппаратной поддержкой от таймера устройства сервисного. Сервер ИВК по интерфейсу RS-232C каждую секунду обращается к устройству сервисному, считывает с его встроенного таймера время и устанавливает его как системное (собственное). Синхронизация времени или коррекция шкалы времени таймера ИВК АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» производится не реже 2 раз в сутки. Погрешность формирования (хранения) шкалы времени в сутки не более ±1,6 с.

Сличение времени счётчиков со временем сервера осуществляется каждые 30 мин, корректировка времени счётчиков производится при расхождении со временем сервера более ± 2 секунды. После проведения синхронизации часов счетчиков в интервале времени до следующей синхронизации точность текущего времени в ИИК определяется точностью хода часов счетчика.

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

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО сервера ИВК АИИС КУЭ. Программные средства сервера ИВК АИИС КУЭ содержат: базовое программное обеспечение (БПО) "Энергия+", системное ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы ПО систем управления базами данных (СУБД).

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО

Специализированное программное обеспечение (СПО) не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-й очереди).

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-й очереди) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-й очереди) приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-й очереди) в рабочих условиях эксплуатации приведены в Таблице 3.

Таблица 2

Таблица 3

Примечания:

1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosp=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений Si(2)%P и S1(2)%Q для cosp<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/Uhom до 1,02-Uhom;

• сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cosф=0,9 инд;

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

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение питающей сети 03/Uhom до 1,1-Uhom,

• сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК 28, 29.

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;

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 2. 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 «СЭТ-4ТМ.03М» - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

• КТС «Энергия+» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

• сервер - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 24 часа;

• для КТС «Энергия+» Тв < 10 часов;

• 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, СОЕВ, КТС «Энергия+», 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);

• КТС «Энергия+», сервере (функция автоматизирована).

• Глубина хранения информации:

• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;

• КТС «Энергия+» - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

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

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 1409/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2012 года.

Основные средства поверки:

- - трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- - трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- счётчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 утверждённой ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2006 г.;

- для КТС "Энергия+" :

• гигрометр ВИТ-1, (30-100)%;

• барометр-анероид БАММ-1, (630 - 800) мм. рт. ст.;

• тесламетр Ш1-8, (0,001 - 400) Тл.;

• частотомер Ч3-63;

• секундомер СОСпр-1, диапазон измерений (0-30) мин., цена деления 0,1 с.

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами «МИР РЧ-01».

Радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS).

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 измерений количества электроэнергии с использованием АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-й очереди)» Свидетельство об аттестации методики измерений 009/01.00316-2011/2012 от 17.10.2012

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.

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

7. ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электроэнергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.