Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблоков ПГУ-247,5 ст. № 1, 2, 3 ОАО "Фортум" Ордена Ленина Челябинской ГРЭС (в части энергоблока БЛ-2)

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблоков ПГУ-247,5 ст. № 1, 2, 3 ОАО «Фортум» Ордена Ленина Челябинской ГРЭС (в части энергоблока БЛ-2), далее -АИИС КУЭ, включает в себя описание измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 11, 12.

АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;

- периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор

п ривязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

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

- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001; счетчики электроэнергии Альфа A1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2, и соединяющие их измерительные цепи;

2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе ЭКОМ-3000, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Энергосфера», коммуникационное оборудование, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.

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 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых величин, получение данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени на базе GPS-приемника, входящего в состав УСПД «ЭКОМ-3000», сервера БД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±0,2 с. Сличение времени сервера БД с временем УСПД, осуществляется каждый час и корректировка времени сервера БД осуществляется при расхождении с временем УСПД ±3 с. Сличение времени УСПД с временем счетчиков Альфа А1800 выполняется с периодичностью 3 минуты, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД ±2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ, используется комплекс программно-технический измерительный (ПТК) «ЭКОМ», Госреестр № 19542-05, представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО, идентификационные данные которого указаны в таблице 1.

ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокий (в соответствии с Р 50.2.077-2014). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ -нет.

Таблица 1- Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Примечание

1) Характеристики погрешности измерительных каналов (ИК) даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

3) Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение от 0,98 иНОМ до 1,02 иНОМ; ток от 1,0 1НоМ до 1,2 1НОМ, cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4) Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение от 0,9 Uhom до 1,1 Uhom; от 0,02 1ном до 1,2-Ihom; cos9 от 0,5 инд до 0,8 емк ;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °С, для счетчиков от минус 40 до + 65 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С; для сервера от + 15 до + 35 °С;

5) Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,02^Ihom; cos9 = 0,8 инд, температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 25 °С;

6) Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии Альфа A1800 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

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 в установленном на Челябинской ГРЭС порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть;

8) В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчетчики Альфа A1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч, счетчики Альфа А1800 относятся к невосстанавливаемым на месте эксплуатации изделиям, время восстановления учета электроэнергии зависит от наличия резервного счетчика на складе и времени его подключения. При наличии резервного счетчика время, необходимое на замену элемента (демонтаж, монтаж, параметризация) - 24 ч;

- УСПД ЭКОМ-3000 параметры надежности: среднее время наработки на отказ не менее

Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

- сервер HP Proliant коэффициент готовности - 0,999, среднее время восстановления работоспособности не более 1в = 1 ч, среднее время наработки на отказ не менее Т = 160165 ч.

надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и УСПД;

пропадание и восстановление связи со счетчиком;

выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчётчика;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: электросчетчика,

УСПД,

сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчики Альфа A1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 200 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу и электропотребления (выработки) за месяц по каждому каналу и по группам измерительных каналов не менее 60 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки 55181848.422222.204/4.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблоков ПГУ-247,5 ст. № 1, 2, 3 ОАО «Фортум» Ордена Ленина Челябинской ГРЭС (в части энергоблока БЛ-2). Измерительные каналы. Методика поверки».

Поверка

осуществляется по документу 55181848.422222.204/4.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблоков ПГУ-247,5 ст. № 1, 2, 3 ОАО «Фортум» Ордена Ленина Челябинской ГРЭС (в части энергоблока БЛ-2). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2015 года.

Средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по МИ 2925-2005, МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков Альфа A1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки». ДЯИМ.411152.018, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г;

- УСПД ЭКОМ-3000- по документу «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки. ПБКМ.421459.03 МП».

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблоков ПГУ-247,5 ст. № 1, 2, 3 ОАО «Фортум» Ордена Ленина Челябинской ГРЭС (в части энергоблока БЛ-2) № 55181848.422222.204/4 ФО.

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001   «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 22261-94    «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия».

ГОСТ 34.601-90    «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ 7746-2001   «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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