Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО «КВАДРА» - «Восточная генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2 (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения Липецкой ТЭЦ-2, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- 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 центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;
- 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;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных типа RTU-325 (№ 37288-08 в Государственном реестре средств измерений), устройства синхронизации системного времени УССВ-35НVS, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы.
Лист № 2
Всего листов 9
Между уровнями ИИК и ИВКЭ с помощью интерфейса RS-485 организованы каналы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВКЭ.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения из состава «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии АльфаЦЕНТР» (производства ООО «Эльстер Метроника», № 44595-10 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и каналы связи, обеспечивающие организацию информационного обмена между уровнями системы.
На уровне ИВК обеспечивается:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и ПО;
- разграничение прав доступа к информации;
- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:
- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
- показатели режимов электропотребления;
- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;
- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.
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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой
Лист № 3
Всего листов 9 сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
УСПД осуществляет сбор результатов измерений электроэнергии со счетчиков по цифровым интерфейсам, перевод измеренных значений в именованные физические величины, учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам.
Сервер обеспечивает сбор измеренной информации с УСПД. В системе предусмотрен доступ к базе данных сервера со стороны АРМов и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
Система выполняет непрерывное измерение приращений активной и реактивной электроэнергии, измерение текущего времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а так же сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального потребления.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя два yCCB-35HVS. УСПД RTU-325 периодически (1 раз в час) сравнивает показания своих часов с показаниями часов yCCB-35HVS. Ход часов УСПД ± 0,5 с/сут. При обнаружении расхождения больше ± 2 с УСПД RTU-325 производит корректировку показаний собственных часов. Связь с УССВ-35HVS осуществляется по СОМ-порту.
Часы счетчиков синхронизируются от УСПД. Сличение показаний часов счетчиков с показаниями часов УСПД осуществляется при каждом опросе, корректировка выполняется при расхождении показаний часов счетчиков с показаниями часов на УСПД ±2 с. Ход часов счетчиков составляет ± 0,5 с/сут.
Сервер АИИС КУЭ периодически (1 раз в час) сравнивает показания своих часов с показаниями часов УССВ-35HVS. При обнаружении расхождения больше ± 2 с сервер производит корректировку показаний своих часов.
Ход часов компонентов системы за сутки с учетом задержки времени в линиях связи не превышает ± 5 с/сут.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Программное обеспечение
Прикладное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - С, согласно МИ 3286-2010.
Идентификационное наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Другие идентификационные данные | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Программа -планировщик опроса и передачи данных | 3.28.6.0 | 6BE70157 | amrserver.exe | CRC32 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | 3.29.2.0 | D0893292 | amrc.exe | CRC32 |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | 3.29.2.0 | 3D3B9794 | amra.exe | CRC32 |
| Драйвер работы с БД | 3.29.0.0 | 74A48292 | cdbora2.dll | CRC32 |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков Альфа | 2.0.0.0 | BD63F2C9 | encryptdll.dll | CRC32 |
| Библиотека сообщений планировщика опросов | _ | A99F4657 | alphamess.dll | CRC32 |
Технические характеристики
Состав 1-го уровня и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 Метрологические характеристики ИК и состав 1-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ.
| № ИК | Наименование ИК | Состав 1-го уровня ИК | Вид электроэнергии | Метроло характе И | гические ристики К |
| ТТ | ТН | Счетчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ВЛ-110 кВ ТЭЦ-2 "Левая" | ТБМО-110; 200/1; к.т. 0,2S; № 23256-05 в Госреестре | НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре | A1802RAL-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-06 в Госреестре | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,6 |
| 2 | ВЛ-110 кВ ТЭЦ-2 "Правая" | ТБМО-110; 200/1; к.т. 0,2S; № 23256-05 в Госреестре | НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре | A1802RAL-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-06 в Госреестре | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,6 |
| 3 | ВЛ-110 кВ Промышленная | ТБМО-110; 200/1; к.т. 0,2S; № 23256-05 в Госреестре | НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре | A1802RAL-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-06 в Госреестре | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,6 |
| 4 | ВЛ-110 кВ Чугун "Правая" | ТБМО-110; 200/1; к.т. 0,2S; № 23256-05 в Госреестре | НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре | A1802RAL-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-06 в Госреестре | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,6 |
| 5 | ВЛ-110 кВ Чугун "Левая" | ТБМО-110; 200/1; к.т. 0,2S; № 23256-05 в Госреестре | НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре | A1802RAL-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-06 в Госреестре | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,6 |
| 6 | "Водогрейная котельная" СМО-1 | ТЛМ-10; 200/5; к.т. 0,5; №2473-00 в Госреестре | ЗНОЛ.06; 6000/^3/100^3; к.т. 0,5; № 3344-04 в Госреестре | A1R-3-0L-C25-T к.т. 0,2S/0,5; №14555-02 в Госреестре | активная реактивная | ±1,1 ±2,0 | ±3,3 ±4,7 |
| 7 | "Водогрейная котельная" СМО-2 | ТЛМ-10; 200/5; к.т. 0,5; № 2473-00 в Госреестре | ЗНОЛ.06; 6000/^3/100^3; к.т. 0,5; № 3344-04 в Госреестре | A1R-3-0L-C25-T к.т. 0,2S/0,5; № 14555-02 в Госреестре | активная реактивная | ±1,1 ±2,0 | ±3,3 ±4,7 |
| 8 | ВЛ-110 кВ ГПП-6 Правая | ТБМО-110; 300/1; к.т. 0,2S; № 23256-11 в Госреестре | НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре | A1802RAL-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-11 в Госреестре | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,6 |
| № ИК | Наименование ИК | Состав 1-го уровня ИК | Вид электроэнергии | Метроло характе И | гические ристики К |
| ТТ | ТН | Счетчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| | | | | | | |
| 9 | ВЛ-110 кВ ГПП-6 Ле вая | ТБМО-110; 300/1; к.т. 0,2S; № 23256-11 в Госреестре | НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре | A1802RAL-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-11 в Госреестре | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,6 |
| 10 | ВЛ-110 кВ ГПП-5 Ле вая | ТБМО-110; 300/1; к.т. 0,2S; № 23256-11 в Госреестре | НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре | A1802RAL-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-11 в Госреестре | активная реактивная | ±1,1 ±2,0 | ±3,3 ±4,7 |
| 11 | ВЛ-110 кВ РП-2 Правая | ТФЗМ- 150B-I; 1200/5; к.т. 0,5; № 5313-76 в Госреестре | НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре | A1802RAL-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-11 в Госреестре | активная реактивная | ±1,1 ±2,0 | ±3,3 ±4,7 |
| 12 | ВЛ-110 кВ РП-2 Левая | ТФЗМ- 150B-I; 1200/5; к.т. 0,5; № 5313-76 в Госреестре | НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре | A1802RAL-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-11 в Госреестре | активная реактивная | ±0,7 ±2,0 | ±1,1 ±2,4 |
| 13 | "Водогр. котельная" РТК-1 | ТЛМ-10; 200/5; к.т. 0,2S; № 48923-12 в Госреестре | ЗНОЛ.06; 6000/^3/100^3; к.т. 0,5; № 3344-04 в Госреестре | A1802RAL-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-11 в Госреестре | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,6 |
| 14 | "Водогр. котельная" РТК-2 | ТЛМ-10; 200/5; к.т. 0,2S; № 48923-12 в Госреестре | ЗНОЛ.06; 6000/^3/100^3; к.т. 0,5; № 3344-04 в Госреестре | A1802RAL-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-11 в Госреестре | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,6 |
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1 - 1,2) 1ном, cos9 = 0,8 инд.;
- температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;
- относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
- частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4 Гц
- индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном, 0,5 инд < cos9 < 0,8 емк;
- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус
40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха до 90 % при температуре окружающего воздуха
30 °С;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
- индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной энергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 180 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -за весь срок эксплуатации системы;
- ИВКЭ - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - 3 месяца;
7. Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 113060 часов среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации АИИС КУЭ принтером.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
| Наименование изделия | Кол-во шт. | Примечание |
| Счетчик электрической энергии A1802RAL-P4GB-DW-4 | 12 | |
| Счетчик электрической энергии A1R-3-0L-C25-T | 2 | |
| Трансформатор тока ТБМО-110 | 24 | |
| Трансформатор тока ТЛМ-10 | 10 | |
| Трансформатор тока ТФЗМ-15ОБ-1 | 6 | |
| Трансформатор напряжения НКФ-110-57 У1 | 12 | |
| Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06 | 6 | |
| Сервер БД Proliant DL3 80G4 | | |
| УСПД RTU-325 | 1 | |
| Устройство синхронизации системного времени типа УССВ-35HVS из состава «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии АльфаЦЕНТР» | 2 | |
| Специализированное программное обеспечение из состава «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии АльфаЦЕНТР» | 1 | |
| Методика поверки ИЦЭ 2011-13.01.МП | 1 | |
| Руководство по эксплуатации ИЦЭ 2011 -13.01.РЭ | 1 | |
| Паспорт ИЦЭ 2011-13.01.ПС | 1 | |
Поверка
осуществляется по документу ИЦЭ 2011-13.01.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Филиала ОАО «КВАДРА» - «Восточная генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2» Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 26.12.2013 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для 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 проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электрической энергии многофункциональных Альфа А1800 - в соответствии с методикой поверки «Счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа А1800. «Методика поверки». ДЯИМ.411152.018 МП;
- для счетчиков электрической энергии многофункциональных Альфа A1R - в соответствии с методикой поверки «Счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа. Методика поверки», согласованной ВНИИМ им. Д. И. Менделеева;
- для устройства сбора и передачи данных RTU-325 ДЯИМ.466.453.005 МП
- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиосервером РСТВ-01;
- термогигрометр «CENTER» (мод.314).
Сведения о методах измерений
Метод измерений описан в методике измерений ИЦЭ 2011-13.01.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
