Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала "Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения, которая состоит из 3 измерительных каналов (ИК). АИИС КУЭ установлена на Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум», территориально расположенной возле п. Новогорный г. Озёрска Челябинской области.

ИК АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - комплексы измерительно-информационные (ИИК), включающие в себя трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S в части активной электроэнергии, класса точности 0,5 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень - комплекс информационно-вычислительный (ИВК), включает в себя сервер опроса и баз данных (БД), источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера», технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня силы тока и напряжения, 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 30 мин.

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

Программный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ, установленный в серверной Аргаяшской ТЭЦ, по запросу и/или автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит опрос счетчиков электрической энергии. Передача информации со счетчиков осуществляется по линиям связи RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс Ethernet технологической ЛВС Аргаяшской ТЭЦ. Полученная информация записывается в память сервер опроса, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных с записью на жесткий диск сервера БД ИВК АИИС КУЭ, а также отображение информации по подключенным к серверу опроса устройствам.

При выходе из строя линий связи предусмотрен ручной сбор измерительной информации с оптопортов счетчиков с использованием инженерного пульта (ноутбука) с оптическим преобразователем и программным обеспечением для работы со счётчиками системы, с последующим переносом этой информации в базу данных сервера.

На 2-ом уровне системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с электроустановок Аргаяшской ТЭЦ, в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, хранящихся в базе данных сервера ИВК, со стороны ПАК АО «АТС». Один раз в сутки на сервере ИВК АИИС КУЭ автоматически формируется файл отчета с результатами измерений в формате XML Передача коммерческой информации в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии и мощности осуществляется в ручном режиме в виде электронного документа XML форматов (80020, 80040, 80050, 51070) с подтверждением его подлинности электронной подписью ответственного сотрудника исполнительного аппарата ОАО «Фортум».

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени типа УССВ-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 54074-13). УССВ обеспечивает синхронизацию времени часов сервера, сличение ежесекундное, при превышении порога ±1 с происходит автоматическая коррекция часов сервера. Часы счетчика синхронизируются от часов сервера, сличение времени часов счетчика со временем часов сервера осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится автоматически при расхождении часов счетчика и сервера на величину более ±2 с.

Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и специализированного программных обеспечений (ПО).

Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программный комплекс (ПК) «Энергосфера».

ПО АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера» функционирует на нескольких уровнях:

- программное обеспечение инженерного пульта;

- программное обеспечение АРМ персонала, сервера ИВК АИИ КУЭ турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум».

ПК «Энергосфера» предназначен для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счётчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.

Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является программный модуль сервера опроса «Библиотека» с наименованием файла pso_metr.dll. Данный модуль выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.

И дентификационные данные ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «высокий».

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Примечания:

1 Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения изготовлены по ГОСТ 1983-2001, счетчики изготовлены по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения активной электроэнергии и ИЛГШ.411152.145ТУ в режиме измерения реактивной электроэнергии;

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

М етрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Примечания:

1. Метрологические характеристики относительной погрешности ИК АИИС КУЭ даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве метрологических характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3 нормированы с учетом ПО.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Надежность системных решений:

резервирование питания счетчиков и сервера с помощью устройства АВР и источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью сети Интернет (электронная почта);

в журналах событий счетчика фиксируются факты (события) с привязкой ко времени и дате:

параметрирования;

пропадания напряжения на фазах;

перерывы электропитания;

коррекция времени;

в журналах событий ИВК фиксируются факты (события) с привязкой ко времени и дате:

изменение значений результатов измерений;

изменение коэффициентов ТТ и ТН;

факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

пропадание питания;

замена счетчика;

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки.

наличие защиты на программном уровне:

пароль на счетчике;

пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.

Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-203-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20.07.2017 г.

Основные средства 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/V3...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»;

- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

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

- устройства синхронизации системного времени - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;

- переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 27008-04;

- измеритель магнитного поля «ИМП-04», Рег. № 15527-02;

- термогигрометр «CENTER» (мод. 315), Рег. № 22129-04.

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

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы

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

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