Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Пензенской ТЭЦ-2 Пензенского филиала ОАО "ТГК-6"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Пензенской ТЭЦ-2 Пензенского филиала ОАО «ТГК-6» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

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

1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (Зав. № 05475) (далее - УСПД);

3-ий уровень - информационно -вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав. № 460), устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 444), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех измерительных каналах;

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

- передача результатов измерений в заинтересованные организации ;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

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

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

Лист № 2

Всего листов 14

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).

Принцип действия.

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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи (интерфейс RS-485) поступает на входы УСПД СИКОН С70, 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.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы. Передача осуществляется по основному (организован по интерфейсу RS-232) и резервному (Ethernet) каналам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующего собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Предел допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с.

Сравнение показаний часов УСВ-1 и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит не реже чем один раз в час. Синхронизация часов УСВ-1 и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-1 и ИВК «ИКМ-Пирамида».

Шкала времени УСПД синхронизирована со шкалой времени ИВК «ИКМ-Пирамида». Сравнение показаний часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется каждый сеанс связи, синхронизация часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вне зависимости от наличия расхождений.

Сличение шкалы времени счетчиков с УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка часов счетчика с часами УСПД осуществляется вне зависимости от наличия расхождений, но не чаще 1 раза в сутки.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ Пензенской ТЭЦ-2 Пензенского филиала ОАО «ТГК-6» используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в ИВК АИИС КУЭ

ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики средства измерения (СИ) - метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты программного обеспечения системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Пензенской ТЭЦ - 2 Пензенского филиала ОАО «ТГК-6» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Пензенской ТЭЦ - 2 Пензенского филиала ОАО «ТГК-6» приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ Пензенской ТЭЦ-2 Пензенского филиала ОАО «ТГК-6»

Таблица 3 - Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ

Примечания:

1. Погрешность измерений Si(2)%P и 81(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%..

2. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала. соответствующие вероятности 0.95.

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

• сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;

• температура окружающей среды: от 5 до 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,

• сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИК №№ '1 - 4 и от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИК №№ 5 - 33.

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 55°С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;.

- для УСПД и сервера от плюс 15 до плюс 30°С.

6. Таблице 3 погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10°С до 25°С;

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п.  7 Примечания) утвержденных типов с метрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 , ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М , ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

• УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов

• ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

• УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:

• для счетчиков Тв < 2 часа;

• для УСПД Тв < 2 часа;

• для ИВК «ИКМ-Пирамида» Тв < 1 час;

• для УСВ-1 < 2 часа;

• для компьютера АРМ Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;

• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

• фактов параметрирования счетчика;

• фактов пропадания напряжения;

• фактов коррекции времени.

Наличие фиксации в журнале событий в УСПД следующих событий:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и УСПД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

• УСПД (функция автоматизирована);

• ИВК «ИКМ-Пирамида» (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчики электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 1535/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Пензенской ТЭЦ - 2 Пензенского филиала ОАО «ТГК-6». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в августе 2013 года.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2001;

- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 10 сентября 2004 г.

- для счётчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" в 2007 г.;

- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 4 декабря 2007 г.

- для счётчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 20 ноября 2007 г.

- для УСПД СИКОН С70 - по документу « Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- для УСВ-1 - по документу «ВЛСТ 237.00.000 И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04).

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) Пензенской ТЭЦ-2 Пензенского филиала ОАО «ТГК-6» для розничного рынка электроэнергии» ВЛСТ 891.00.000 МИ. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 006-0001.31043-2012/2013 от 18.03.2013 года.

Нормативные документы

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

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

Лист № 14

Всего листов 14

7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.