Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Свердловский" ПАО "Т Плюс" Нижнетуринская ГРЭС

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Свердловский» ПАО «Т Плюс» Нижнетуринская ГРЭС (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, накопления и обработки информации о генерации, отпуске и потреблении электрической энергии и мощности, хранения и отображения полученной информации, формирования отчетных документов для Администратора торговой системы, Системного оператора и смежных участников оптового рынка электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной энергии;

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

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

-    передачу результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие

места;

-    предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;

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

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

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений электроэнергии (ИИК ТИ), включающие в себя средства измерений утвержденных типов:

-    трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-2015: ТЛШ-10, номер в Государственном реестре средств измерений (далее - номер в Госреестре) 11077-07; ТЛШ-20-1, номер в Госреестре 21255-08; JOF-123/245 (JOF-245), номер в Госреестре 29311-05; JKF-123/245 (JKF-123), номер в Госреестре 36507-07; ТФЗМ-35А-У1, номер в Госреестре 3690-73; ТПЛ-10-М, номер в Госреестре 22192-07; ТОЛ 10, номер в Госреестре 7069-79; ТПЛ-10, номер в Госреестре 1276-59; ТПОЛ 10, номер в Госреестре 1261-02; ТОЛ 10-I, номер в Госреестре 15128-07;

-    трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2015: TJC 6-G, номер в Госреестре 49111-12; НКФ-220-58 У1, номер в Госреестре 14626-95; НКФ 110-83У1, номер в Госреестре 1188-84; НКФ-110-57 У1, номер в Госреестре 14205-94; ЗНОМ-35-65, номер в Госреестре 912-70; ЗНОЛ.06, номер в Госреестре 3344-08;

- счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S, и 0,5 по активной и реактивной электроэнергии, соответственно, типа СЭТ-4ТМ.03, номер в Госреестре 27524-04; СЭТ-4ТМ.03М, номер в Госреестре 36697-12, установленные на объектах, указанных в таблице 2.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя два устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), номер в Госреестре 17049-09, каналообразующую аппаратуру.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение «Программный комплекс «Энергосфера» (далее - ПК «Энергосфера»), каналообразующую аппаратуру.

Измерительные трансформаторы, входящие в ИИК ТИ, преобразуют первичные токи и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.

При проведении измерений счетчик системы измеряет мгновенные значения силы и напряжения электрического тока, действующие на его входах, с последующим их преобразованием и определением на основе результатов преобразования мгновенных значений мощностей. Интегрирование мгновенной мощности во времени дает информацию о величине энергии. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации: активная и реактивная электрическая энергия, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.

УСПД, входящие в состав ИВКЭ, осуществляют периодический (один раз в 30 минут) автоматический сбор измеренных данных и журналов событий со счетчиков, подключенных к соответствующим устройствам. УСПД обеспечивают хранение измерительной информации, ее накопление и передачу накопленных данных на уровень ИВК.

На уровне ИВК системы выполняется вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Связь между сервером баз данных и компьютерами АРМ осуществляется по выделенному каналу связи. Заверение подготовленного отчета электронно-цифровой подписью и отправка его в организации-участники оптового рынка электроэнергии, а также в другие заинтересованные организации, осуществляется от сервера баз данных с помощью электронной почты в формате xml с использованием сети Интернет.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени. Синхронизация системного времени с календарным временем обеспечивается с помощью подключенного к УСПД устройства синхронизации времени, выполненного на основе GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности отсчета текущего календарного времени УСПД с модулем GPS на интервале одни сутки ±1 секунда. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков электроэнергии. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Сличение времени сервера с временем УСПД осуществляется каждые 60 минут, корректировка времени сервера выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии 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 ПК «Энергосфера». Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовая).

Здесь 51 - пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных;

52    - пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения электрической энергии;

53    - пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности; Soch - основная относительная погрешность измерения электрической энергии и средней

мощности;

5раб - относительная погрешность измерения электрической энергии и средней мощности в рабочих условиях;

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

3.    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ^ом; ток (1-1,2) !ном; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды (20±5) °С.

4.    Рабочие условия:

-    параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ^ом; ток (0,02-1,2) !ном; 0,5 инд. < cosj < 0,8 емк.;

-    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов в соответствии документацией на средство измерений; для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 55 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С; для сервера баз данных в соответствии с нормальными условиями по ГОСТ 22261-94.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии от минус 40 до плюс 55 °С.

6.    Допускается замена измерительных компонентов (измерительных трансформаторов и счетчиков) на измерительные компоненты утвержденных типов того же класса точности, как у перечисленных в таблице 2. Допускается замена измерительных компонентов (измерительных трансформаторов и счетчиков) на измерительные компоненты утвержденных типов более высокого класса точности, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на изменение (улучшение), указанных в настоящем описании типа АИИС КУЭ метрологических характеристик ИК системы. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемого отклонения показаний часов любого компонента системы от действительного времени в национальной шкале времени UTC(SU) при работающей системе коррекции времени ±5 с.

Электропитание оборудования АИИС КУЭ осуществляется от стандартной сети переменного тока частотой 50 Гц и напряжением 220 В.

Мощность, потребляемая отдельным компонентом АИИС КУЭ - согласно эксплуатационной документации.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    средняя наработка на отказ счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 не менее 90000 ч;

-    средняя наработка на отказ счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М не менее 140000 ч;

-    срок службы счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М не менее 30 лет.

-*

UTC(SU) - национальная шкала координированного времени Российской Федерации (см. 3.1.15 ГОСТ 8.567 -2014)

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания 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 счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    выключение и включение УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    электросчетчик;

-    УСПД;

-    сервер.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерения приращений электроэнергии составляет 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора результатов измерений - 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль мощности в двух направлениях не менее 45 суток;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных значениях электропотребления по каждому каналу - 45 суток (функция автоматизирована);

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

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационного документа «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Свердловский» ПАО «Т Плюс» Нижнетуринская ГРЭС. Формуляр» 108.1.01.ЭТ-01 ФО.

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

Поверка

осуществляется по документу МП 131-264-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Свердловский» ПАО «Т Плюс» Нижнетуринская ГРЭС. Методика поверки», утвержденному ФГУП «УНИИМ» 20.08.2017 г.

Основные средства поверки:

- приемник навигационный МНП-М3, номер по Госреестру 38133-08, пределы допускаемой инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) формирования метки времени, выдаваемой потребителям, по отношению к шкале времени UTC(SU) ±100 нс;

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

-    счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносят на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала «Свердловский» ПАО «Т Плюс» Нижнетуринская ГРЭС

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

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