Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДГК», объект Николаевская ТЭЦ (актуализация 2013/3) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ 03.01 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 30206-94 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ Р 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах АИИС КУЭ.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа СИКОН С50 (Госреестр СИ № 28523-05, зав. № 08.147) и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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.
Каждые 30 минут УСПД производит опрос всех подключенных к нему цифровых счетчиков ИК. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Сервер базы данных (далее - сервер БД), с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-1(Госреестр СИ № 28716-05, зав. № 1428). Сличение времени часов сервера происходит при каждом сеансе связи с УСВ-1. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении часов сервера и УСПД на значение превышающее ± 2 с (программируемый параметр). Часы счетчика 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 (программируемый параметр).
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 используется программное обеспечение (далее - ПО) EMCOS Corporate, с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении._____________________________________
| Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО)/ Модуль | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| модуль обеспечения работоспособности всех модулей системы | STControlAp p. exe | 2.1 | 53C59D78962E4D80C7 EDA2C828AE498C | MD5 |
| модуль, распределяющий ответы драйвера | STDistributor. exe | 824693630D5F29003B6 CBC52120E0FA3 |
| модуль связи с приборами учета | STLink.exe | 98902BD372A6E5F99A D307CB88D48F08 |
| модуль, организующий сбор данных. | STLine.exe | F5204FC38C929264A62 E5A614B08FA7A |
| модуль для импорта данных | STImport_21. exe | 3860725199947853843D E75A7266F95A |
| модуль подключения к БД | STDataSnapS erver.exe | 2104BFBA5552413CF40 87372C86F367E |
| модуль записи данных в базу данных ORACLE | STStore.exe | AA5E48EE6564C2A6C E3546E07FF2663C |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| модуль оповещения других модулей о событиях | STAlert.exe | 2.1 | A4768E3BF198E5C0CF EF01C91ACE0596 | MD5 |
| модуль обслуживания запросов web-клиентоввходе | STGate.exe | 88F279A034E701E069E BB7D2545BE30E |
| модуль, распределяющий ответы драйвера | STDistributor. exe | 824693630D5F29003B6 CBC52120E0FA3 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы 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.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня и метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Наименование объекта учета | Состав 1-го уровня | КтгКтн^Ксч | Наименование измеряемой величины | Метрологические характеристики |
| Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, № Госреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер | Вид энергии | Основная Погрешность ИК, ± % | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 9 |
| 1 | Николаевская ТЭЦ. Дизельгенератор ДГ - 1 | II | Кт = 0,5S Ктт = 150/5 № 7069-07 | А | ТОЛ-10 | 22843 | 1800 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | 1,2 2,5 | 5,1 4,2 |
| В | - | - |
| С | ТОЛ-10 | 22844 |
| ТН | Кт = 0,5 Ктн=6000/100 № 20186-05 | А В С | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 6833 |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | 0107073013 |
| 2 | Николаевская ТЭЦ. Дизельгенератор ДГ - 2 | II | Кт = 0,5S Ктт = 150/5 № 7069-07 | А | ТОЛ-10 | 23291 | 1800 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | 1,2 2,5 | 5,1 4,2 |
| В | - | - |
| С | ТОЛ-10 | 22841 |
| ТН | Кт = 0,5 Ктн=6000/100 № 20186-05 | А В С | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 6833 |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | 0107082163 |
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе 9 приведены пределы погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (мпф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 30 °С.
2. Нормальные условия:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)1н;
диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С;ТН- от минус 40 °С до
50 °С; счетчиков: (23±2) °С ; УСПД - от 15 °С до 25 °С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа).
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40°С до 40°С ;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от 0°С до 35°С;
- относительная влажность воздуха (40-60) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и 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 порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 - не менее 90000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована);
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не
менее 35 суток;
- ИВКЭ - суточных данных о тридцатиминутных приращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу не менее 35 суток;
- ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДГК», объект Николаевская ТЭЦ (актуализация 2013/3) 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 (обозначение) изделия | Кол. (шт.) |
| Трансформаторы тока ТОЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03.01 | 2 |
| Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С50 | 1 |
| Устройство синхронизации времени УСВ-1 | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр АТ.597/234-13.ФО.03 | 1 |
| Техническое задание АТ.597/234-13.ТЗ.03 | 1 |
Лист № 7
Всего листов 8 Поверка
осуществляется по документу МП 57273-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДГК», объект Николаевская ТЭЦ (актуализация 2013/3). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2014 года.
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 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки
ИГЛШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.124РЭ. Методика поверки, согласованная с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- для УСПД СИКОН С50 - в соответствии документом «Контроллеры сетеве индустриальные СИКОН С50. Методика поверки ВЛСТ 198.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2004 году;
- 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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 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 АТ.597/234-13.ТЗ.03 «Техническое задание на автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «ДАЛЬНЕВОСТОЧНАЯ ГЕНЕРИРУЮЩАЯ КОМПАНИЯ» Расширение измерительно-информационных комплексов. СП «Николаевская ТЭЦ»
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДГК», объект Николаевская ТЭЦ (актуализация 2013/3).
ГОСТ 22261-94
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 7746-2001
«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
Лист № 8
Всего листов 8
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
