Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Насосные станции СП "Райчихинская ГРЭС" АО "ДГК"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Насосные станции СП «Райчихинская ГРЭС» АО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ 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 данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее по тексту - УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика. 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД (или АРМ) ежесуточно формирует и отправляет с использованием электронной подписи (далее - ЭП) с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.

СОЕВ включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счетчиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с.

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

Журналы событий счетчика отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер (№ 1119.05) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером БД в составе уровня ИВК.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» 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 «ТЕЛЕСКОП+».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ТЕЛЕСКОП+

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.0.1.1

Цифровой идентификатор ПО:

- сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll

- АРМ Энергетика ASCUE_MZ4.dll

f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «ТЕЛЕСКОП+» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование ИК

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ТП №248 6 кВ, РУ-0,4 кВ НСС-1, ввод 0,4 кВ ТМ

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.09

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3ООО

Рег. № 17049-14

активная реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

2

ТП №276 6 кВ, РУ-0,4 кВ НСС-7, ввод 0,4 кВ ТМ

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3ООО

Рег. № 17049-14

активная реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

3

РУ-0,4 кВ НСС-8, КЛ-0,4 кВ от ТП №295 6 кВ

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.09

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3ООО

Рег. № 17049-14

активная реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

4

РУ-0,4 кВ НСС-4, КЛ-0,4 кВ ввод 1, КЛ-0,4 кВ ввод 2 от ТП №265 6 кВ

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3ООО

Рег. № 17049-14

активная реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

РУ-0,4 кВ НСС-3, яч.1, КЛ-0,4 кВ ввод 1 от ТП №231 6 кВ

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3ООО Рег. № 17049-14

активная реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

6

РУ-0,4 кВ НСС-3, яч.2, КЛ-0,4 кВ ввод 2 от ТП №231 6 кВ

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3ООО Рег. № 17049-14

активная реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

7

РУ-0,4 кВ НСС-5, КЛ-0,4 кВ

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3ООО Рег. № 17049-14

активная реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

8

РУ-0,4 кВ НСС-6, яч.1, КЛ-0,4 кВ ввод 2, КЛ-0,4 кВ ввод 1 от ТП №264 6 кВ

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3ООО Рег. № 17049-14

активная реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

9

РУ-0,4 кВ НСС-6, яч.2, КЛ-0,4 кВ ввод 3 от ТП №260 6 кВ

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3ООО Рег. № 17049-14

активная реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Примечания:

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

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

3 Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК № 1-9 от минус 40 до плюс 60 °C.

4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5 Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик.

6 Допускается замена У СПД на аналогичное утвержденного типа.

7 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

8 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

9 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

9

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от Uhom

от 99 до 101

- ток, % От Ihom

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cos9

0,9

- температура окружающей среды, ОС

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % От Uhom

от 90 до 110

- ток, % От Ihom

от 2 до 120

- коэффициент мощности

От 0,5 инд До 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,5 до 50,5

- температура окружающей среды для ТТ, °С

- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС

от -45 до +40

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС

от +10 до +30

- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

от 0 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер:

2

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

113

сут, не менее

- сохранение информации при отключении питания, год, не

40

менее

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление

45

за месяц по каждому каналу, сут, не менее

- сохранение информации при отключении питания, год, не

10

менее

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и 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:

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

- 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.

- журнал УСПД:

- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока);

- попыток несанкционированного доступа;

- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;

- перезапусков ИВКЭ;

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

- результатов самодиагностики;

- отключения питания.

- журнал сервера:

- изменение значений результатов измерений;

- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока;

- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

- пропадание питания;

- замена счетчика;

- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.

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, параметрировании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

1

2

3

Трансформатор тока

Т-0,66 М У3

21

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

6

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.09

9

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-ЗООО

1

Программное обеспечение

ТЕЛЕСКОП+

1

Паспорт-формуляр

РЭСС.411711.АИИС.1119.05 ПФ

1

Сведения о методах измерений

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Насосные станции СП «Райчихинская ГРЭС» АО «ДГК», аттестованном ООО «МЦМО», г. Владимир, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 01.00324-2011.

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».

Развернуть полное описание