Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

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

- передачу результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места;

- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;

- 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;

- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений электроэнергии, включающие в себя средства измерений утвержденных типов:

- трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001: ТФЗМ 500Б-1У1 (ТФНКД-500-П) номер в Государственном реестре средств измерений (далее - номер в Госреестре) 3639-73; ВСТ, номер в Госреестре 28930-05; ТШЛ20Б-1, номер в Госреестре 4016-74; ТВ-ЭК, номер в Госреестре 39966-10; ТВТ, номер в Госреестре 3635-06; ТШЛ-35, номер в Госреестре 32610-06;

GSR, номер в Госреестре 25477-06; ТФНД-220-1, номер в Госреестре 3694-73; ТФЗМ 220Б-1У, номер в Госреестре 6540-78; ТПШЛ-10, номер в Госреестре 1423-60; ТЛШ-10, номер в Госреестре 11077-03 и 11077-07; ТЛШ, номер в Госреестре 47957-11; KOKS 12/17,5, номер

в Госреестре 36418-07; ТПЛ 20, номер в Госреестре 21254-01; ТВ, номер в Госреестре 19720-00 и 19720-06; ТОЛ-35, номер в Госреестре 21256-07; ТАТ, номер в Госреестре 29838-11; TPU4, номер в Госреестре 45424-10; ТШЛ-20-1 номер в Госреестре 21255-08; ТВ-35-VI, номер в Госреестре 3198-89;

- трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001: СРВ 550, номер в Госреестре 15853-06; НКФ-500, номер в Госреестре 3159-72; ЗНОЛ.06., номер в Госреестре 3344-04 и 3344-08; ЗНОМ-20-63, номер в Госреестре 1593-62; ЗНОМ-35-65, номер в Госреестре 912-70; СРВ-245, номер в Госреестре 15853-96; НТМИ-6-66, номер в Госреестре 2611-70; ЗНОЛП, номер в Госреестре 23544-02 и 23544-07, НОМ-6-77, номер в Госреестре 17158-98; TJP 4.0, номер в Госреестре 45423-10; JDQXF-145ZHW, номер в Госреестре 40246-08; TJC 6, номер в Госреестре 36413-07;

- счетчики электроэнергии многофункциональные ЕвроАЛЬФА, номер в Госреестре 16666-97, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800, номер в Госреестре 31857-11, класса точности 0,2S и 0,5 по активной и реактивной электроэнергии соответственно, установленные на объектах, указанных в таблице 2.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных серии RTU-327 (далее - УСПД), номер в Госреестре 41907-09, устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS, каналообразующую аппаратуру.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру.

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 и напряжения электрического тока 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 проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера баз данных с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS на основе GPS-приемника, подключенное к УСПД, а также таймеры УСПД, сервера баз данных и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение осуществляется один раз в час, погрешность синхронизации не более 0,01 с. Абсолютная погрешность УСПД при измерении текущего времени не более ±2 с/сутки при внешней синхронизации не реже 1 раза в час.

УСПД осуществляет коррекцию времени сервера баз данных и счетчиков. Сличение времени сервера баз данных с временем УСПД осуществляется каждые 60 мин, и корректировка времени сервера выполняется при достижении расхождения времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется один раз в 30 мин, корректировка времени счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем УСПД более чем на ±2 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 ПО «АльфаЦЕНТР» из состава комплексов измерительновычислительных для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», номер в Госреестре 44595-10, в состав которого входит метрогически значимая часть «ac_metrology.dll». Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовая).

Здесь 51 -пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных;

52 - пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения электрической энергии;

53 - пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности;

5ОСН - основная относительная погрешность измерения электрической энергии и средней мощности;

5РАБ - относительная погрешность измерения электрической энергии и средней мощности в рабочих условиях;

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

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1-1,2) 1ном; cos9 = 0,9 инд.;

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

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,02-1,2) Ihom; 0,5 инд. < cos9 < 0,8 емк.;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до +70 °С; для счетчиков электроэнергии от минус 40 до +65 °С; для УСПД от +10 до +30 °С, для сервера от +10 до +30 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии от 0 до +40 °С.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в филиале «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемого отклонения показаний часов любого компонента системы от действительного времени в национальной шкале времени UTC(SU)* при работающей системе коррекции времени ±5 с.

Параметры надежности применяемых в системе компонентов:

- средняя наработка на отказ счетчиков электроэнергии типа ЕвроАЛЬФА не менее 50000 ч, счетчиков типа Альфа А1800 не менее 120000 ч;

- срок службы счетчиков электроэнергии не менее 30 лет;

- срок службы УСПД типа RTU-327 не менее 30 лет.

Надежность системных решений:

- защита  от  кратковременных  сбоев  питания  УСПД  с  помощью  источника

бесперебойного питания;

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

* UTC(SU) - национальная шкала координированного времени Российской Федерации (см. 3.1.15 ГОСТ 8.567-2014).

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

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

- электросчетчик;

- УСПД;

- сервер.

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:

- измерения приращений электроэнергии составляет 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора результатов измерений - 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - 35 суток (функция автоматизирована); хранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ соответствует паспорту-формуляру 17404049.4252103.003 ФО, в котором приведен полный перечень измерительных, связующих и вычислительных компонентов, образующих каждый измерительный канал.

В комплект входит техническая и эксплуатационная документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия». Методика поверки МП 143-264-2016».

Поверка

осуществляется по документу МП 143-264-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия». Методика поверки», утвержденному ФГУП «УНИИМ» 30 сентября 2016 г.

Основные средства поверки:

- приемник навигационный МНП-М3, номер по Госреестру 38133-08, пределы допускаемой инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) формирования метки времени, выдаваемой потребителям, по отношению к шкале времени UTC(SU) ±100 нс;

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков электроэнергии типа ЕвроАльфа - по документу «Многофункциональный многопроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА. Методика поверки», утвержденному «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 1998 г.;

- счетчиков электроэнергии типа Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки МП 2203-0042-2006», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2006 г.;

- УСПД RTU-327 - по документу «Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.

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

Знак поверки наносят на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия». Паспорт-формуляр 17404049.4252103.003 ФО.

Нормативные документы

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

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