Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО "ОГК-2" - Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Череповецкая № 2)

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Р11-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Череповецкая № 2) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя промконтроллеры ЭНКС-1.622, контроллеры UNO-2160, блок коррекции времени Trimble Acutime 2000 Sinchronization, каналообразующую аппаратуру;

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя основной и резервный серверы БД АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «ES-Энергия».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчика по линиям связи поступает на входы промкон-троллера ЭНКС-1.622, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление

Лист № 2

Всего листов 9 и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллеру устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена блоком коррекции времени Trimble Acutime 2000 Sinchronization, синхронизирующим собственное время по сигналам спутниковой системы навигации. Погрешность синхронизации фронта сигнала 1PPS в статическом режиме составляет ±100 нс, в динамическом режиме ±300 нс. Блок коррекции времени подключен к контроллеру UNO-2160. Пределы абсолютной погрешности хода часов контроллера UNO-2160 за 1 час составляют не более ±0,6 с. Сличение часов контроллера UNO-2160 и блока коррекции времени осуществляется периодически (1 раз в 3 часа), коррекция часов производится при обнаружении расхождения больше ±1 с.

Сличение часов основного и резервного серверов базы данных осуществляется периодически (1 раз в 1 час) с часами контроллера UNO-2160. Коррекция часов основного или резервного серверов осуществляется при обнаружении расхождения ±2 с.

Промконтроллер ЭНКС-1.622 периодически (1 раз в 3 часа) сравнивает свое системное время с часами контроллера UNO-2160. Пределы допускаемых значений абсолютной среднесуточной погрешности хода часов промконтроллера составляют не более ±2 с. При обнаружении расхождения больше ±1 с часов промконтроллера ЭНКС-1.622 от часов контроллера UNO-2160 производится коррекция часов в промконтроллере ЭНКС-1.622. Сличение часов счетчика электрической энергии и промконтроллера ЭНКС-1.622 осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 минут). При обнаружении расхождения больше ±2 с часов счетчика электрической энергии от часов промконтроллера производится коррекция часов счётчика, но не чаще одного раза в сутки. Пределы основной абсолютной погрешности хода внутренних часов счетчика в нормальных условиях Дсч = ± 0,5 с/сутки. Пределы дополнительной температурной погрешности хода часов счетчика ± 0,1 с/°О сутки.

Передача данных осуществляется по каналам связи со скоростью не менее 9600 бит/с, следовательно, время задержки составляет меньше 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «ES-Энергия», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «ES-Энергия» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ES-Энергия».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Системы учета и контроля электроэнергии автоматизированные «ES-Энергия» производства ЗАО «ИНЖЕНЕРНЫЙ ЦЕНТР «ЭНЕРГОСЕРВИС», включают в себя ПО «ES-Энергия».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

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

3 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uh; диапазон силы тока

(0,02 - 1,2) Ih, частота (50+0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

- температура окружающей среды:

- ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;

- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;

- контроллеров от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- серверов БД от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4    Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) UH1; диапазон

силы первичного тока (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.

-     для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон

силы вторичного тока (0,01 - 1,2) Ih2; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 65 °C;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 °С до плюс 35 °С.

6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, контроллеров на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счётчик электрической энергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ

не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- промконтроллер ЭНКС-1.622- среднее время наработки на отказ не менее

Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- контроллер UNO-2160 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- блок коррекции времени Trimble Acutime 2000 sinchronization - среднее время наработки на отказ не менее Т = 366 880 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее вре

мя восстановления работоспособности tв = 2 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и контроллеров с помощью

источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

-     журнал контроллера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и контроллере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- контроллера;

- сервера БД;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

- электросчетчика;

- контроллера;

- сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- контроллерах (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

1200 суток; при отключении питания - 30 лет;

- контроллер - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнер

гии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 3 лет;

- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за

весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Череповецкая № 2) типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 59737-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» -Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Череповецкая № 2). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато

ры тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс

форматоры напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трех

фазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной систе

мы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчика

ми системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10% до 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Череповецкая № 2) для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ Филиала ОАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Череповецкая № 2))», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС -Череповецкая № 2)

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.

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

Рекомендации к применению

при осуществлении торговли.