Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ АО "ЧМЗ"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ АО «ЧМЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений количества электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки и хранения данных измерений, их регламентированной передачи смежным субъектам ОРЭМ, расчета учетных показателей, формирования отчетных документов. Результаты измерений системы могут быть использованы для финансовых расчетов и оперативного управления потреблением электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электроэнергии) и нарастающим итогом на начало расчетного периода, используемое для формирования данных коммерческого учета;

- формирование данных о состоянии средств измерений (ведение «Журналов событий») и данных о состоянии объектов измерений;

ведение единого времени при выполнении измерений количества активной и реактивной электрической энергии и формирования данных о состоянии средств и объектов измерений;

- периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии и данных о состоянии средств и объектов измерений;

- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии средств и объектов измерений;

- обработку, формирование и передачу результатов измерений, данных о состоянии объектов измерений в XML - формате по электронной почте КО и внешним организациям с электронной цифровой подписью;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

- обеспечение по запросу КО дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений и данным о положении коммутационной аппаратуры объектов измерений на всех уровнях АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ является двухуровневой информационно-вычислительной системой с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

1 -й уровень включает в себя измерительно-информационные комплексы (ИИК). ИИК выполняет следующие функции:

- автоматическое выполнение измерений величин активной и реактивной электроэнергии;

- автоматическое выполнение измерений времени в составе СОЕВ;

- автоматическую регистрацию событий, сопровождающих процессы измерения, в «Журнале событий» ИИК;

- хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений («Журналов событий»);

- предоставление доступа к измеренным значениям и «Журналам событий» ИИК со стороны ИВК.

В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005

класса точности 0,5S в режиме измерений активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005, установленных на присоединениях, указанных в таблице 2 (31 точка измерений), вторичные измерительные цепи.

2 -й уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК выполняет следующие функции:

- периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;

- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК и данных о состоянии объектов измерений;

- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии объектов измерений, данных о состоянии средств измерений («Журналы событий» счетчиков, сервера);

- масштабирования долей именованных величин количества электроэнергии;

- синхронизацию времени в ИВК и коррекцию времени в счетчиках электроэнергии;

- расчеты потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;

- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

- формирование и передачу в XML-формате по электронной почте КО и внешним организациям с электронной подписью результатов измерений, данных о состоянии объектов измерений;

- дистанционный доступ КО к компонентам АИИС;

- ведение «Журнала событий» ИВК;

- хранение «журналов событий» счетчиков;

- аппаратную и программную (установка паролей) защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и программного обеспечения ИВК;

- механическая защита от несанкционированного доступа к серверу.

В состав ИВК входят сервер опроса и базы данных (БД) HP Proliant DL380G7 (зав. № CZ2127093G), автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы на базе IBM PC совместимых компьютеров, специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР », технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, аппаратура приема-передачи данных.

Первичные 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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

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

Данные со счетчиков электроэнергии автоматически, по запросу ПО «АльфаЦЕНТР», поступают в цифровом виде в сервер опроса и сервер БД, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации и пересчет данных с учетом коэффициента трансформации. На жёстких дисках сервера БД осуществляется ведение журнала событий, хранение и накопление полученных от счетчиков электроэнергии информации, обеспечивается вывод и отображение данных на АРМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), подключенное к серверу опроса, часы счетчиков. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени от источника точного времени. УСВ-2 принимает сигналы от системы спутникового времени. Сличение часов сервера опроса и УСВ-2 осуществляется 1 раз в час, корректировка осуществляется при расхождении времени на величину более ±1 с. Сличение времени счетчиков со временем сервера опроса происходит 1 раз в сутки, корректировка осуществляется при расхождении со временем сервера на величину более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени от источника точного времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5 с.

Передача информации в АО «ОТЭК», ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов в форматах в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Программное обеспечение

На уровне регионального Центра энергоучёта используется ПО «АльфаЦЕНТР», состав и идентификационные данные указаны в таблице 1. С помощью ПО «АльфаЦЕНТР» решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается:

- механической защитой доступа к серверу;

- электронной цифровой подписи;

- разграничением прав доступа;

- использованием ключевого носителя.

У ровень защиты ПО АИИС КУЭ - «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав первого уровня измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Окончание таблицы 2

Примечания к таблице 2:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

3 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

параметры сети: напряжение (от 0,99 до 1,01) Uh; ток (от 1,0 до 1,2) Ih; cos9 = 0,87 инд.; температура окружающей среды: (23±2) °С;

4 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1) Uh1; диапазон силы певичного тока (от 0,01 (0,05) до 1,2) 1н1; коэффициент мощности от cosф ^тф) 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

- относительная влажность воздуха 98 % при 25 °С;

- атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;

- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 18 до плюс 25 °С;

- относительная влажность воздуха не более 75 %;

- напряжение питающей сети 0,9ином до 1,1ином;

- сила тока от 0,051ном до 1,21ном.

5 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% 1ном, cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 35 °С.

6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, как у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ - не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности - tв = 2 ч;

- сервер: среднее время наработки на отказ - не менее Т = 135000 ч, среднее время восстановления работоспособности - tв < 1 ч;

- СОЕВ: коэффициент готовности - не менее 0,95, время восстановления -не более 24 часов;

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.

В журналах событий фиксируются факты:

«Журнал событий» ИВК фиксирует:

- изменение значений результатов измерений;

- изменение коэффициентов ТТ и ТН;

- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

- отключение питания;

- замена счетчика;

- полученные с уровней ИИК «журналы событий» счетчиков электроэнергии.

« Журнал событий» счетчика фиксирует события, время и дату наступления события:

- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

Защищённость применяемых компонентов от несанкционированного доступа:

- механическая защита и пломбирование электросчётчика;

- механическая защита и пломбирование промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- механическая защита и пломбирование испытательной коробки;

- защита паролями информации в счетчике на программном уровне при хранении, передаче, параметрировании;

- защита паролями информации в сервере на программном уровне при хранении, передаче, параметрировании.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- результатов измерений (функция автоматизирована);

- данных о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- данных о состоянии объектов измерений (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- ИИК - счетчики электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- ИВК - сервер БД - хранение результатов измерений, данных о состоянии средств, данных о состоянии объектов измерений, журналов событий счетчиков, журналов событий счетчиков ИВК не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации (в правом верхнем углу) АИИС КУЭ, типографским способом.

Комплектность

К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 64252-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ АО «ЧМЗ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.04.2016 г.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6...35/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

- 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 электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

- устройство синхронизации времени УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Госреестр № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.ель 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 %.;

- прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин Энерготестер ПКЭ-А. Диапазон измерений: переменного тока от 0 до 10 А, относительная погрешность ±0,5 %; частоты переменного тока от 45 до 75 Гц, абсолютная погрешность ±0,01 Гц; активной электрической мощности от 0,01 до 2,25Рн, относительная погрешность ±0,5 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе ТЕ.411711.558 ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ АО «ЧМЗ».

Нормативные документы

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

2 ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

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