Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО «Иркутскэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ, построенная на основе измерительно-вычислительного комплекса «АльфаЦЕНТР» (зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ) под регистрационным номером 44595-10), представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2015, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2015, счётчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 (либо ГОСТ Р 52323-2005 или ГОСТ 30206-94) в режиме измерений активной электрической энергии, по ГОСТ 31819.23-2012 (либо ГОСТ 52425-2005 или ГОСТ 26035-83) в режиме измерений реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

второй уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ), включающие устройства сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-300 и каналообразующую аппаратуру.

третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и баз данных (сервер сбора и БД) с программным обеспечением «АльфаЦЕНТР» АС_БЕ-5000, расположенный в центре сбора информации (ЦСИ) ПАО «Иркутскэнерго», систему обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующую на всех уровнях иерархии на базе устройств синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

ИИК, ИВКЭ, ИВК, объединенные средствами связи, образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. 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. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как средние значения мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал со счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер сбора и БД. Для резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485. Сопряжение УСПД с ИВК осуществляется посредством выделенной линии связи, образуя основной канал передачи данных. Резервный канал связи образован посредством коммутируемого соединения (GSM модем по CSD).

На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам оптового рынка осуществляется по электронной почте в виде XML-файлов, подписанных электронной цифровой подписью, в соответствии с требованиями приложения № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых кВт-ч (кВар-ч) и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ со шкалой единого координированного времени UTC с помощью приема сигналов ГЛОНАСС/GPS устройством синхронизации системного времени (УССВ) на базе УССВ-2 (Рег. № 54074-13), имеющего погрешность синхронизации со шкалой координированного времени не более ±1 мкс. ИВК каждый час сличает и синхрониизи-рует свою шкалу времени со шкалой УССВ, время задержки сигнала составляет менее 150 мс. Корректировка внутренних часов УСПД осуществляется от ИВК, коррекция происходит в случае расхождения часов более 1 с при сличении каждые 30 мин. Внутренние часы счетчиков электрической энергии сличаются и, при необходимости, синхронизируются с часами соответствующего УСПД не реже, чем раз в 30 минут. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД при расхождении более 1 с и реализуется программным модулем заводского ПО в счетчике.

Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с/сут.

Факты коррекции внутренних часов с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика, УСПД и сервера сбора и БД отражаются в соответствующих журналах событий.

Программное обеспечение

Все функции АИИС КУЭ по обработке измерительных и служебных данных реализуются программно. Программное обеспечение (ПО) имеет модульную структуру, которая обеспечивает построение отказоустойчивого, масштабируемого программнотехнического комплекса. В состав ПО АИИС КУЭ входит: специализированное встроенное ПО счетчиков электроэнергии, УСПД и ПО сервера сбора и БД АИИС КУЭ. Программные средства сервера сбора и БД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему ОС не ниже «Microsoft Windows 2000», прикладное ПО (СУБД «Oracle 9i» - система управления базами данных) и специализированное ПО «АльфаТЦЕНТР». Программные средства на АРМ содержат: ОС не ниже «Microsoft Windows XP Professional», программный пакет «MS Office» - набор офисных приложений служит для просмотра отчетных форм.

ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям ГОСТ 8.654-2009, свидетельство об аттестации от 31 мая 2012 г. № АПО-001-12 выдано ФГУП «ВНИИМС».

Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.

действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений. ПО и конструкция счетчиков, УСПД и сервера сбора и БД после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от несанкционированного доступа и изменения его параметров. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и базы данных.

Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных от преднамеренных изменений являются:

-    средства проверки целостности ПО (так, несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);

-    средства обнаружения и фиксации событий (журнал событий);

-    средства управления доступом (пароли);

-    средства защиты на физическом уровне (пломбирование и аппаратные ключи).

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений -

«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляют ±1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Границы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Технические характеристики

Перечень и характеристики средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования объекта учета, типов и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2.

Продолжение таблицы 2_

П р и м е ч а н и я:

1    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 2.

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

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    электросчётчики Альфа А1800 (параметры надежности: время наработки на отказ То не менее 120000 ч; время восстановления tв не более 2 ч);

-    электросчётчики АЛЬФА (параметры надежности: То не менее 50000 ч; tв не более 2 ч);

-УСПД RTU-325 (параметры надежности: То не менее 40000 ч; tв не более 24 ч);

-    сервер сбора и БД, коммутатор (параметры надежности: коэффициент готовности КГ не менее 0,99; tв не более 1 ч);

-    устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (параметры надежности: КГ не менее 0,95; tв не более 168 ч).

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания (ИБП), а счетчиков с помощью дополнительного питания; резервирование каналов связи от ИИК к ИВКЭ (резервный канал связи - резервные жилы кабеля интерфейса RS-485); резервирование каналов связи от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи - коммутируемое соединение GSM); резервирование информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и средств контроля зависания и с помощью резервирования сервера;

-    мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность съема информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на счетчике);

-    наличие ЗИП, эксплуатационной документации.

Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчиков, промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения, испытательных коробок счетчиков и УСПД.

Глубина хранения информации (профиля нагрузки):

-    электросчетчики Альфа А1800 имеют энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом (по 4-м каналам) на глубину 180 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом на начало расчетного периода, а также запрограммированных параметров (функция автоматизирована);

-    электросчетчики АЛЬФА имеют энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом (по 4-м каналам) на глубину 70 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом на начало расчетного периода, а также запрограммированных параметров (функция автоматизирована);

-    УСПД RTU-325 - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 45 суток, сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет (функция автоматизирована);

-    сервер сбора и БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Таблица 3 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95_

П р и м е ч а н и я:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерения 30-минутных приращений электроэнергии и средней мощности.

2    Нормальные условия:

-    температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов по ГОСТ 7746-2015 и ГОСТ 1983-2015, для счетчиков, УСПД, ИВК и УССВ-2 (20±2) °С;

-    диапазон напряжения (0,98-1,02)ином; частота (50±0,2) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,05 мТл.

3    Рабочие условия:

-    допускаемая температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 60 до плюс 55 °С, для счетчиков Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °С, для счетчиков АЛЬФА от минус 40 до плюс 55 °С, для УСПД от 0 до плюс 70 °С, для ИВК (20±10) °С, для УССВ-2 от минус 10 до плюс 55 °С;

-    диапазон напряжения (0,9-1,1)ином; частота (50±0,4) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл.

4    Погрешность в рабочих условиях указана для колебаний температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии в процессе выполнения измерений (20±5) °С.

5    В таблице 3 приняты следующие обозначения:

W^o/o (Wq2%) - значение электроэнергии при 2 %-ной нагрузке (минимальная нагрузка);

(Wq5%) - значение электроэнергии при 5 %-ной нагрузке;

W™ % (Wq20%) - значение электроэнергии при 20 %-ной нагрузке;

Wh^,, (Wq100%) - значение электроэнергии при 100 %-ной нагрузке (номинальная нагрузка);

Whw,, (Wq120%) - значение электроэнергии при 120 %-ной нагрузке (максимальная нагрузка).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП ИРМ-003-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО «Иркутскэнерго». Методика поверки», утвержденному АО «ИРМЕТ» 05.10.2017 г. Основные средства поверки:

- измерительных трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    измерительных трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    счетчиков электрической энергии в соответствии с документами: «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» ДИЯМ.411152.018 МП, утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г., «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г., и «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные типа АЛЬФА. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 1999 г ;

-    устройств синхронизации времени УССВ-2 в соответствии с документом: МП-РТ-1906-2013 (ДИЯМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;

-    комплексов аппаратно-программных средств на основе УСПД серии RTU-300 в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки» ДИЯМ 466453.005 МП, утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;

-    ntp-серверы, работающие от сигналов рабочих шкал Государственного первичного эталона времени и частоты;

-    устройство синхронизации времени УСВ-3, Рег. № 51644-12, погрешность синхронизации относительно шкал времени UTC, UTC(SU): ±100 мкс;

-    переносной инженерный пульт - ноутбук с программными пакетами «АльфаЦЕНТР» модуль AC_LaрTop, «Metercat», «ALPHAPLUS_AB» для конфигурации и опроса счетчиков и с ПО для работы с устройством синхронизации времени «УСВ-3», оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;

-    метеометр МЭС-200А для контроля условий окружающей среды при поверке;

-    прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 специальный плюс 3000 (с клещами токоизмерительными 10 А; 300/3000А и с трехфазным блоком трансформаторов тока (БТТ);

-    измеритель показателей качества электрической энергии Ресурс-ЦБ2М.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием АИИС КУЭ Усть-Илимской ТЭЦ ОАО «Иркутскэнерго», аттестованном Восточно-Сибирским филиалом (ВСФ) ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2014 г. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 6-01.00294-2014 от 17.10.2014 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО «Иркутскэнерго»

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

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