Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГЭС-11 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1" с Изменением №1

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1 (далее АИИС КУЭ ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1», Свидетельство об утверждении типа RU.E.34.004A № 41650, регистрационный № 45971-10, и включает в себя описание измерительного канала, соответствующего точке измерений № 17.

АИИС КУЭ ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1 предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной отдельными технологическими объектами ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1 представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1 решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

-    периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

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

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1 данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1;

- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1 (коррекция времени).

АИИС КУЭ ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1 включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - совокупность информационно-измерительных комплексов точек измерения, которые состоят из приборов учета - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, счетчики электроэнергии счетчики электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии указанных в таблице 2 (1 точка измерений), и соединяющие их измерительные цепи;

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L, устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», коммуникационное оборудование, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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. Вычисления проводятся без учета коэффициентов трансформации ТТ.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых величин, получение данных, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации

о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенному каналу передачи данных через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени - устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS на базе GPS-приемника, входящее в состав ИВКЭ и подключенное к УСПД, часы УСПД, сервера БД и счетчиков. Источником времени для УССВ-35HVS служит спутниковая система Global Positioning System (GPS). Измерение времени происходит автоматически, внутренними часами УСПД, счетчиков ИИК, сервера ИВК.

Часы УСПД синхронизированы с временем УССВ-35HVS, погрешность синхронизации не более ±16 мс, сличение ежесекундное, корректировка времени выполняется при расхождении времени более чем на ± 1 с. Сличение времени сервера АИИС КУЭ со временем УСПД выполняется с периодичностью 30 мин, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ± 1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сравнение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется каждые 30 минут. Коррекция времени счетчика выполняется при расхождении с временем УСПД на ± 2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1, используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» AC_ SE версии 12.07.03.01 №4959, госреестр № 44595-10. ПО «АльфаЦЕНТР» имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из основных компонентов, указанных в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ -нет.

Таблица 2 - Состав АИИС КУЭ ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1 и основные метрологические характеристики

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая).

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

3.    Нормальные условия:

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

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

4.    Рабочие условия:

-    параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Цном; ток (0,01 - 1,2) Хном;

-    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 70 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 55 °С; для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,01 1ном cosj = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 35 до плюс 30 °С.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    электросчетчики Альфа A1800 - среднее время наработки на отказ Т=120000 ч, счетчики Альфа А1800 относятся к невосстанавливаемым на месте эксплуатации изделиям, время восстановления учета электроэнергии зависит от наличия резервного счетчика на складе и времени его подключения. При наличии резервного счетчика время, необходимое на замену элемента (демонтаж, монтаж, параметризация) - 24 ч ;

-    сервер HP Proliant ML370RG3 коэффициент готовности - 0,999, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч. Резервный сервер HP Proliant ML370RG3 с ОС Windows 2003 server R2 SP2 Enclosure BladeSystem c7000 Enclosure шасси HP GB8833YW8V 412152-B21 N/A коэффициент готовности -

0,999, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;

-    УСПД RTU-325L параметры надежности: среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

-    УССВ среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.

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 счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    выключение и включение УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

-    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 на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сутки

(функция автоматизирована);

-    сбор результатов измерений - 1 раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии по точке измерений составляет более 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 30 лет;

-    УСПД - суточные приращения активной и реактивной электроэнергии по каждой точке измерений не менее 60 суток; хранение информации при отключении питания не менее 3 лет;

-    сервер БД - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии по всем точкам измерений не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1.

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1 указана в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки № ЕПН 400-07-09/11.14.014МП».

Поверка

осуществляется по документу ЕПН 400-07-09/11.14.014МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки », утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 27 февраля 2014 г.

Средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки». МП-2203-0042-2006, утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева»

19 мая 2006 г.

-    УСПД RTU 325L - по методике поверки ДЯИМ.466453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 15 февраля 2008 г.

-    Радиочасы МИР РЧ-01 регистрационный № 27008-04.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1 № ЕПК 400-07-07/12.14.000.ФО.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» с Изменением № 1

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 ГОСТ 34.601-90

ГОСТ 22261-94

ГОСТ Р 8.596-2002

«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению