Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» (далее-АИИС КУЭ), входящая в состав автоматизированной системы информационного обеспечения (АСИО), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии переданной и потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- составление отчетов по суммарным данным с дискретностью 1, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут, сутки;

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

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и смежным субъектам результатов измерений;

- 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;

- диагностика и мониторинг метрологических характеристик системы;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

- замещение отсутствующих данных в режиме реального времени довосстановление информации после устранения причин сбоев.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S, 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, 0,5 и 1,0 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа EPQS 122.21.12LL, EPQS 122.23.17LL, EPQS 122.23.27LL, Альфа А1800 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при

измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу). Состав измерительных каналов АИИС КУЭ указан в таблице 2.

2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы энергоустановок (ИВКЭ), включают в себя локальные устройства сбора и передачи данных (УСПД) TK16L (регистрационный № 27781-04) и ARIS MT200 (регистрационный № 53992-13), аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, источники бесперебойного питания и специализированное программное обеспечение (ПО).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора данных АПК «Телескоп+» (регистрационный № 19393-07), сервер базы данных (сервер БД) ПК «Энергосфера» (регистрационный № 31335-06), приемник сигналов точного времени Trimble Acutime 2000 GPS, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи.

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 1 с. 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 1 с мощности, вычисляется для интервалов времени 1 с. Средняя активная (реактивная) мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале усреднения 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 1 с, 30 мин.

Для ИК № 5-48 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы локального УСПД TK16L (уровень - ИВКЭ), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним каналам связи на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Для ИК № 49, 50 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД ARIS MT200 (уровень - ИВКЭ), установленный на каждом энергообъекте, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним каналам связи на верхний уровень системы (уровень - ИВК), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется обработка измерительной информации, получаемой с энергообъектов: резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по выделенному каналу доступа в сеть Интернет через ЛВС филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ) - приемник точного времени Trimble Acutime 2000 GPS, от которого происходит коррекция времени сервера. Сервер ежесекундно сравнивает собственное время со временем УССВ, при превышении порога ±1 с происходит коррекция времени сервера Сличение времени УСПД TK16L со временем сервера осуществляется при каждом сеансе связи. При расхождении времени более ±1 с сервер производит корретировку времени в УСПД TK16L. Сличение времени УСПД TK16L и счетчиков осуществляется каждые 30 минут. При расхождении времени УСПД TK16L и счетчиков более ±2 с УСПД TK16L производит корректировку времени в счетчиках.

Синхронизация времени в УСПД ARIS MT200 осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-npueMHUKe в составе УСПД. Сравнение времени ГЛОНАСС/GPS со временем УСПД происходит непрерывно. Коррекция времени УСПД производится на величину рассинхронизации с точностью до ±1 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждый сеанс связи (но не реже одного раза в сутки), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±3 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до и после коррекции. Журналы событий УСПД и сервер БД отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до коррекции.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0, в состав которого входит программный модуль, указанный в таблице 1а. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Таблица 1а - Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера»

Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - «высокий».

В АИИС КУЭ также используется аппаратно-программный комплекс (АПК) для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора данных, ПО «ТЕЛЕСКОП+».

Программные средства сервера сбора данных АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.04.

Уровень защиты ПО «ТЕЛЕСКОП+» от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - «высокий».

На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчетные коэффициенты, которые используются для пересчета токов и напряжений, считанных со счетчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путем ограничения доступа - паролем, опломбированием УСПД и фиксацией изменений в журнале событий.

Конструкция АИИ КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.

Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты (с разграничением прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных. Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.

Технические характеристики

Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в Таблице 2.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ

Примечания:

1 Номера точек измерений в описании типа указаны по порядку;

2 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовая);

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

4 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.

5 Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение: от 0,9 ином до 1,1 ином; ток: от 0,02-1ном до 1,2-1ном, 0,5 инд. < cos9 < 0,8 емк.;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 50 °С, для счетчиков EPQS от минус 40 до плюс 60 °С; для счетчиков Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °С; для УСПД TK16L от минус 40 до плюс 60 °С; для УСПД ARIS MT200 от 0 до плюс 40 °С; и сервера от 10 до 30 °С;

6 Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,02 1ном (для ИК №№ 12-31, 50)

и 1=0,05 1ном (для ИК №№ 5-11, 32-49), cos9 = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 до 35 °С для ИК №№ 5-48; от плюс 5 до плюс 40 °С для ИК №№ 49, 50.

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 объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.

Границы относительной погрешности результата измерений активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях АИИС КУЭ представлены в таблице 3.

Таблица 3

Надежность применяемых в системе компонентов:

- трансформатор  тока  (напряжения)  -  среднее  время  наработки  на  отказ

не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;

- электросчётчик EPQS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч,

среднее время восстановления работоспособности не более te = 168 ч;

- электросчётчик  Альфа  А1800  -  среднее  время  наработки  на  отказ

не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч;

- УСПД TK16L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее

время восстановления работоспособности не более tв = 12 ч;

- УСПД ARIS MT200 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 88000 ч,

среднее время восстановления работоспособности не более tв = 12 ч;

- сервер сбора и БД INTEL - среднее время наработки на отказ не менее Т = 104745

ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование электрического питания счетчиков электрической энергии с помощью резервного источника питания, включенного по схеме резервирования от 3-х независимых источников;

- резервирование электрического питания УСПД и каналообразующей аппаратуры с помощью резервного источника питания, включенного по схеме резервирования от 3-х независимых источников;

- резервирование электрического питания сервера с помощью 2-х источников

бесперебойного питания, включенных по схеме резервирования от 3-х независимых источнков.

Регистрация событий:

в журнале событий счётчика:

- параметрирования;

- воздействия внешнего магнитного поля;

- вскрытие счетчика;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

журнал событий УСПД:

- даты начала регистрации изменений;

- перерывов электропитания;

- потери и восстановления связи со счетчиками;

- программных и аппаратных перезапусков;

- корректировки времени в УСПД и каждом счетчике;

- изменения ПО и перепараметрирования УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- сервера БД;

защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации (возможность использования

цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик EPQS - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях - не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД TK16L - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;

- счетчик  Альфа  А1800  -  тридцатиминутный  профиль  нагрузки  в  двух

направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД ARIS MT200 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -45 суток; (при отключении питания - не менее 3 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств

измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-2008АС02-5040099482-2015 «Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 18 мая 2015 г.

Основные средств поверки:

- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по

ГОСТ 8.216-2011;

- электросчетчики EPQS в соответствии с методикой поверки РМ-1039597-26:2002 «Счетчики многофункциональные электрической энергии EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики в 2002 г.;

- электросчетчики Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г., и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки» утвержденному в 2012 г.;

- УСПД TK16L в соответствии с документом АВБЛ.468212.041 МП «Устройство сбора и передачи данных TK16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;

- УСПД ARIS MT200 в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2013 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS);

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в документе «Методика измерений количества электроэнергии с использованием системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № ФР.1.34.2015.22192.

Нормативные документы

Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация»

ГОСТ 31819.22-2012      Аппаратура для измерения электрической энергии

переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ 31819.23-2012      Аппаратура   для   измерения   электрической   энергии

переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.