Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» вторая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Технические характеристики
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ), входящее в состав УСПД, программное обеспечение (далее - ПО) EMCOS Local.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО EMCOS Corporate.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 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 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 отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), входящее в состав УСПД ЭКОМ-3000. Погрешность часов УСВ не более ± 1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков 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. Погрешность часов компонентов 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 ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» вторая очередь используется ПО EMCOS Corporate версии не ниже 2.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО EMCOS Corporate 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 EMCOS Corporate.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Модуль | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «EM-COS Corporate» | модуль обеспечения работоспособности всех модулей системы | STControl App. exe | 2.1 | 53C59D78962E4D80C7ED A2C828AE498C | MD5 |
| модуль, распределяющий ответы драйвера | STDistribu tor. exe | 824693630D5F29003B6CB C52120E0FA3 |
| модуль связи с приборами учета | STLink.ex e | 98902BD372A6E5F99AD3 07CB88D48F08 |
| модуль, организующий сбор данных. | STLine.ex e | F5204FC38C929264A62E5 A614B08FA7A |
| модуль для импорта данных | STImport_ 21. exe | 3860725199947853843DE 75A7266F95A |
| модуль подключения к БД | STDataSn apServer.e xe | 2104BFBA5552413CF408 7372C86F367E |
| модуль записи данных в базу данных ORACLE | STStore.ex e | AA5E48EE6564C2A6CE3 546E07FF2663C |
| модуль оповещения других модулей о событиях | STAlert.ex e | A4768E3BF198E5C0CFEF 01C91ACE0596 |
| модуль обслуживания запросов web-клиентоввходе | STGate.ex e | 88F279A034E701E069EB B7D2545BE30E |
| модуль, распределяющий ответы драйвера | STDistribu tor. exe | 824693630D5F29003B6CB C52120E0FA3 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормирова-
ны с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | По-грешнос ть в рабочих услови- |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ях9 % |
| Артемовская ТЭЦ |
| 1 | Артемовская ТЭЦ. ВЛ 220 кВ Артемовская ТЭЦ - Береговая-2 | ТВ-220 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 3380; Зав. № 3379; Зав. № 3381 | НАМИ-220 УХЛ-1 Кл. т. 0,2 220000/^3/100/^3 Зав. № 1164 (1 с.ш.) ; Зав. № 1156 (1 с.ш.); Зав. № 1160 (1 с.ш.); Зав. № 1165 (2 с.ш.); Зав. № 1166 (2 с.ш.); Зав. № 1157 (2 с.ш.) | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812093233 | ЭКОМ-3000 Зав. № 11071861 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 2 | Артемовская ТЭЦ. ВЛ 220 кВ Артемовская ТЭЦ - Владивостокская ТЭЦ-2 | ТВ-220 Кл. т. 1,0 1000/1 Зав. № 74320; Зав. № 74274; Зав. № 74495 | НАМИ-220 УХЛ-1 Кл. т. 0,2 220000/^3/100/^3 Зав. № 1164 (1 с.ш.) ; Зав. № 1156 (1 с.ш.); Зав. № 1160 (1 с.ш.); Зав. № 1165 (2 с.ш.); Зав. № 1166 (2 с.ш.); Зав. № 1157 (2 с.ш.) | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812091408 | ЭКОМ-3000 Зав. № 11071861 | активная реактивная | ±1,5 ±4,3 | ±5,5 ±8,6 |
| 3 | Артемовская ТЭЦ. КВЛ 220 кВ Артемовская ТЭЦ - Аэропорт | ТВ-220 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 3384; Зав. № 3385; Зав. № 3382 | НАМИ-220 УХЛ-1 Кл. т. 0,2 220000/^3/100/^3 Зав. № 1164 (1 с.ш.) ; Зав. № 1156 (1 с.ш.); Зав. № 1160 (1 с.ш.); Зав. № 1165 (2 с.ш.); Зав. № 1166 (2 с.ш.); Зав. № 1157 (2 с.ш.) | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812091450 | ЭКОМ-3000 Зав. № 11071861 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | Артемовская ТЭЦ. ШОВ-220 кВ | ТВ-220 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 3378; Зав. № 3377; Зав. № 3383 | НАМИ-220 УХЛ-1 Кл. т. 0,2 220000/^3/100/^3 Зав. № 1164 (1 с.ш.) ; Зав. № 1156 (1 с.ш.); Зав. № 1160 (1 с.ш.); Зав. № 1165 (2 с.ш.); Зав. № 1166 (2 с.ш.); Зав. № 1157 (2 с.ш.) | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812091373 | ЭКОМ-3000 Зав. № 11071861 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
| 5 | Артемовская ТЭЦ. ШСМВ-110 кВ | ТВИ-110 Кл. т. 0,5S 1000/1 Зав. № 375; Зав. № 374; Зав. № 376 | НАМИ-110 УХЛ-1 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав. № 4111 (1 с.ш.); Зав. № 4101 (1 с.ш.); Зав. № 4098 (1 с.ш.); Зав. № 1221 (2 с.ш.); Зав. № 2088 (2 с.ш.); Зав. № 2090 (2 с.ш.) | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802100366 | ЭКОМ-3000 Зав. № 11071861 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±2,9 ±4,7 |
| 6 | Артемовская ТЭЦ. ВЛ 35 кВ «АТЭЦ - Шахтовая» | ТВ-ЭК Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 2114; Зав. № 2115; Зав. № 2116 | ЗНОЛ-35Ш Кл. т. 0,5 35000/^3/100/^3 Зав. № 202 (1 с.ш.); Зав. № 203 (1 с.ш.); Зав. № 204 (1 с.ш.); Зав. № 205 (2 с.ш.); Зав. № 206 (2 с.ш.); Зав. № 207 (2 с.ш.) | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802100594 | ЭКОМ-3000 Зав. № 11071861 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 7 | ТП 6/0,4 кВ «Кучелиново» (Артемовская ТЭЦ), РУ-6 кВ | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S 40/5 Зав. № 18480; Зав. № 18481; Зав. № 18482 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 1246; Зав. № 1914 | СЭТ-4ТМ.03.1 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109055236 | ЭКОМ-3000 Зав. № 11071861 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±6,2 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.1 от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл;
- для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» филиал «Приморская генрация» Артемовская ТЭЦ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03.1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
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:
- 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).
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 каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» вторая очередь типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | № Госреестра | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТВ-220 | 46101-10 | 9 |
| Трансформатор тока | ТВ-220 | 20644-05 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВИ-110 | 30559-05 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВ-ЭК | 39966-08 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 15128-07 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-220 УХЛ-1 | 20344-05 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ-1 | 24218-08 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-35Ш | 21257-06 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-6 | 17158-98 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.16 | 36697-08 | 5 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.1 | 27524-04 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 17049-09 | 1 |
| Программное обеспечение | EMCOS Corporate | - | 1 |
| Методика поверки | - | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 57278-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» вторая очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2014 г.
Перечень основных средств 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 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 без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» вторая очередь, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
4. МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
