Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЭС-1 Центральной ТЭЦ филиала "Невский" ОАО "ТГК-1" (действующие электроустановки)

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЭС-1 Центральной ТЭЦ филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (действующие электроустановки) (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную,   3х-уровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 и 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 и 1,0 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи.

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325L, и технических средств приема-передачи данных.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

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 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.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производят опрос цифровых счетчиков.

Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Лист № 2

Всего листов 17

Сервер базы данных (далее - сервер БД), установленный в ЦСОИ АИИС КУЭ ОАО «ТГК-1», с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется следующим образом: сервер БД АИИС КУЭ, установленный в ОАО «ТГК-1», подключен к серверу единого времени ОАО «ТГК-1» LAN TIME SERVER. Опрос УСПД АИИС КУЭ сервером ОАО «ТГК-1» производится 1 раз в 30 мин. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера единого времени, посредством программного обеспечения «АльфаЦЕНТР», коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающие ±2 с (программируемый параметр). В целях резервирования к УСПД подключено также устройство синхронизации времени УССВ со встроенным GPS-приемником.

Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов ИК АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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 «АльфаЦЕНТР» (далее - ПО), в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

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

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Средний» по Р 50.2.077-2014.

рз О1

s к рз

IO

CT> H 15 О

о 3 л о о я к о

к н о

д к л о о я к о

рз 15 рз 3 о 15 К о н к я к

о н 15 о й о 3 Л о о я к о

к н о

д к Л о о я к о

рз 15 рз 3 о 15 к о н к я к

S л (Ъ <1 я S (Ъ

S н (Ъ и ЕЕ S Л (Ъ <1 Я S (ъ

И рз ■О рз Я Н (ъ ■О S <1 н S я S

О л Х5 к to о ю о д со

со н рз О) й к к о

10

W о о

О й к о н о со

IO'

Примечания:

1. Характеристики погрешности 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/Лном до 1,02-UHOM; сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cosф=0,87 инд., частота сети от 49,5 до 50,5 Гц;

температура окружающей среды от плюс 18 до плюс 25 °С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение от 0,9/ином до 1,1-ином; сила тока от 0,02^1ном до 1,2-1ном; 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк., частота сети от 49,5 до 50,5 Гц.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 10 до плюс 40 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 65 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 55 °С.

магнитная индукция внешнего происхождения в местах установки счетчиков -не более 0,5 мТл.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 0,02-!ном, cosф=0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °С

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

7. Допускается замена измерительных компонентов на измерительные компоненты того же класса точности, типы которых утверждены. Замена оформляется актом в установленном порядке.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

- электросчетчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120000 ч., время восстановления работоспособности Тв=24 ч.;

- электросчетчик Меркурий 234 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 220000 ч., время восстановления работоспособности Тв=24 ч.;

- устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 100000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

Надежность системных решений:

- Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

- Стойкость к электромагнитным воздействиям;

- Ремонтопригодность;

- Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

- Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

- Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

- журнал событий счетчика:

- параметрирование;

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в счетчике.

- журнал событий ИВКЭ:

- параметрирование;

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в УСПД.

- журнал событий ИВК:

- даты начала регистрации измерений;

- перерывы электропитания;

- программные и аппаратные перезапуски;

- установка и корректировка времени;

- переход на летнее/зимнее время;

- нарушение защиты ИВК;

- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- 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 промконтроллер (УСПД);

- установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЭС-1 Центральной ТЭЦ филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (действующие электроустановки).

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ЭС-1 Центральной ТЭЦ филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (действующие электроустановки) представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-004-2016   «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЭС-1 Центральной ТЭЦ филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (действующие электроустановки). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 18 июля 2016 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- для трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003  «ГСИ Измерительные

трансформаторы напряжения 6/^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»,                МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы

напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

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

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

- счетчиков типа Меркурий 234 - по документу «Счетчики электрической энергии

статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01 сентября 2011 г.;

- устройства сбора и передачи данных типа RTU-325L - в соответствии с

документом «Устройство сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 году;

Лист № 17

Всего листов 17

- средства измерений по МИ  3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки

трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов

тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы GlobalPositioningSystem (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со

счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЭС-1 Центральной ТЭЦ филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (действующие электроустановки).

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в Проектной документации, шифр 2272П-14.П 01.ЭСУ.П2 на Автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии ЭС-1 Центральной ТЭЦ филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (действующие электроустановки).

Нормативные документы

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

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.