Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Ново-Салаватская ТЭЦ"-II очередь

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»-11 очередь (далее - АИИС КУЭ), каналы которой входят в систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» (ГР № 39615-08) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

-    периодический (1 раз в сутки) 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 специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

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

-    диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень -измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S; 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М (ГР № 36697-12) и его модификацию СЭТ-4ТМ.03М.01 класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (6 точек измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.

2-й    уровень -измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные типа Сикон С70 , (ГР № 28822-05), Сикон С50, (ГР № 28523-05) (далее-УСПД), устройство синхронизации времени типа УСВ-1, (ГР № 28716-05), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень -информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя основной сервер (далее-сервер) типа IBM х3650, локально-вычислительную сеть, программное обеспечение «Пирамида 2000», автоматизированное рабочее место, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.

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. 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 счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На уровне ИВК системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Данные об энергопотреблении с ИВК передаются по выделенному каналу сети «Интернет» в ОАО "АТС", ООО "ЭСКБ", ОАО «Газпром нефтехим Салават», ОАО "СО ЕЭС" РДУ, ОАО «Межрегионэнергосбыт».В качестве резервного канала используется телефонная сеть связи общего пользования (ТФСОП) с отдельным телефонным номером, организованная от ИВК.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-1, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), установленного на уровне ИВКЭ. Часы УСПД синхронизированы со временем УСВ-1, корректировка часов УСПД выполняется при расхождении часов УСПД и УСВ-1 ±0,1 с. Сличение показаний часов счетчиков и часов УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении с часами УСПД на величину более ±1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера 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 на уровне ИВК установлено программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000» (Версия 1.1) ЗАО ИТФ «Системы и технологии». Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014-высокий.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

а

л

а

н

а

к

о

г

о

н

ь

л

е

т

и

р

е

м

з

и

р

е

я

и

н

е

н

и

д

е

о

с

и

р

п

е

и

н

а

в

о

н

е

м

и

а

К

Состав измерительного канала

й

’§ S g g £ 2 кт о к сус по

до

ый

ло

ео

н

т

о

с о н

CD Щ “Н *

с у по до

ы л е ед е

I& я

с S а

в

а

к

о

т

р

о

та

ма

р

о

ф

с

н

а

р

Т

о

-н

,и

т

с

о

н

В

е

р

г

о

п

я

к

и

ч

т

е

ч

С

а

мн ме & * 1Т £

и 5

рн

ей

я

и

в

о

л

с

у

х

и

ч

о

В

С

У

П

С

У

в

е

С S

о

о

К

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТВ-ЭК 110МЗА УХЛ1 800/5,КТ 0,2S Зав. № 15-19033 Зав. № 15-19034 Зав. № 1519035

0

7

3

8

4

3

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0812140565

НКФ-110-57 110000/100 КТ 0,5 Зав. № 828221 Зав. № 828225 Зав. № 828199

НСТЭЦ ЗРУ-110 кВ №1 Яч.№3, В-1 110 АТ-1, I СШ

в

а

З,

0

7

С

н

о

к

и

№

в

а

з

0,9

1,3

2.3

1.4

В

С

Примечания

1. А-активная электрическая энергия, Р- реактивная электрическая энергия;

2 В качестве характеристик относительной погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности равной 0,95, для нормальных условий эксплуатации при I=0,1 Хном, cos9=0,8 инд.; для рабочих условий эксплуатации при I=0,01 1ном, cos9=0,5 инд при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 15 до 35 °С.

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Ином; ток (0,01-1,2) 1ном, cos ф = 0,9 инд; температура окружающей среды (20±5) °С;

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ток (0,01-1,2) 1ном, 0,5 инд.<сов ф<0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии многофункциональных минус 20 до плюс 60 °С; для сервера от 10 до 35 °С;

5. Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 .

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее - ИК) при измерении активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока трансформаторов тока (ТТ) приведены в таблице 3.

Таблица 3-Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электроэнергии_

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03М.01 -среднее время наработки на отказ не менее Тср =140000 часов,

-средний срок службы - не менее 30 лет трансформатор тока и трансформаторов напряжения -среднее время наработки на отказ не менее 40-105 часов, устройство синхронизации времени УСВ-1

-среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов;

-среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 часа; контроллер сетевой индустриальный СИКОН С50

-среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 часов,

-средний срок службы -18 лет, контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70

-среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 часов,

-средний срок службы -12 лет, сервер типа IBM х3650

-среднее время наработки на отказ не менее Т = 89600 часов,

-среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 час.

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 с помощью электронной почты и сотовой связи.

Регистрация событий:

журнал событий счетчика и УСПД:

-    параметрирования;

-    воздействия внешнего магнитного поля;

-    вскрытие счетчика;

-пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике; журнал сервера:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывов электропитания;

-    потери и восстановления связи со счётчиками;

-    программных и аппаратных перезапусков;

-    корректировки времени в счетчике и сервере;

-    изменения ПО.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    сервера ИВК;

УСПД;

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.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-05-7714348389-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»-11 очередь. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 30.03.2016 г.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003.

-трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011.

- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01 в соответствии с методикой ИЛГШ.411152.145 РЭ1, часть 2.

-устройство синхронизации времени УСВ-1 в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12. 2004 г.

-контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 17.01. 2005 г.

-контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С50. Методика поверки ВЛСТ 198.00.000 И1, утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 23.07. 2010 г.

-радиочасы МИР РЧ-01, ГР № 27008-04.

-мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12 .

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»-11 очередь приведены в документе Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»-

II очередь. Свидетельство об аттестации № 84-01.00203-2016 от 04.03.2016.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»-11 очередь

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

ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.

ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии (1ЕС 62053-23:2003, MOD).