Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по объекту "Новый блок Абаканской ТЭЦ" ОАО "Енисейская ТГК (ТГК-13)"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

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

- периодический (1 раз в 30 минут, 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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;

- подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML формате и их предоставление по электронной почте по запросу от аппаратно-программного комплекса (АПК) ОАО «АТС» или смежных организаций-участников розничного рынка электрической энергии;

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

- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение единого времени в АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ построена на базе информационно-вычислительного комплекса (ИВК) «ИКМ-Пирамида» (Госреестр № 45270-10) и включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень системы - состоит из 3-х информационно-измерительных комплексов (ИИК), включающих измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности KT = 0,2S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности KT = 0,5 или KT = 0,2 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 KT = 0,2S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и Кт = 0,5 по ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи;

2-ой уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70, технических средств для организации локальной вычислительной сети, аппаратуры приема-передачи данных с электрическими и оптическими линиями связи;

3-ий уровень информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (ИКМ), сервер базы данных (БД), устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485 поступает в УСПД. УСПД осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и журнала событий.

Далее ИКМ «Пирамида» Нового блока Абаканской ТЭЦ при помощи ПО осуществляет сбор, формирование и передачу поступающей информации на сервер БД по каналу связи сети Ethernet. Из сервера БД информация по корпоративной сети передачи данных передаётся в ИВК АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Далее ИВК АО «Енисейской ТГК (ТГК-13)» осуществляет хранение данных, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации, подписанной электронно-цифровой подписью Коммерческому оператору и другим организациям-участникам оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК. Часы УСВ-3 синхронизированы со спутниковым временем по сигналам входящего в состав устройства GPS-приемника, сличение производится непрерывно, погрешность синхронизации ±0,01 с. Синхронизация часов ИВК осуществляется по часам подключенного к нему УСВ-3 непрерывно, корректировка часов выполняется при расхождении часов ИВК с часами УСВ-3 более чем на ±1 с. Часы УСПД сличаются с часами ИВК каждые 60 минут, коррекция часов УСПД производится при расхождении с часами ИВК, превышающем ±2 с. По часам УСПД осуществляется корректировка часов счетчиков. Сличение часов счётчиков с часами УСПД осуществляется один раз в 60 минут, корректировка часов счётчиков производится 1 раз в сутки при достижении расхождения с часами УСПД более чем на ±2 с.

Погрешность часов измерительных компонентов системы не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

АИИС КУЭ функционируют под управлением программного комплекса «Пирамида 2000», входящего в состав АИИС КУЭ.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Программное обеспечение (ПО) имеет уровень защиты «С» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010. Влияние ПО на метрологические характеристики измерения активной и реактивной электроэнергии отсутствует. ПО АИИС КУЭ обеспечивает:

- поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети (при необходимости);

- функционирование системы управления базами данных (формирование базы данных, управление файлами, их поиск, поддержку);

- формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;

- поддержку СОЕВ;

- решение конкретных технологических и производственных задач пользователей.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) представлен в таблице 2, а метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации в таблице 3 и 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной

энергии в рабочих условиях эксплуатации

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной

энергии в рабочих условиях эксплуатации

где 6 [%] - предел допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети 2 % (62 %р, 62%q), 5 % (5s%p, 5s%q), 20 % (620%p, 620%q) и 100% (6ioo%p, 6ioo%q) от 1ном;

Whsm - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минутный интервал времени в диапазоне измерений с границами 2% (WpI2%, WQI2%), 5% (WpI5%, WQI5%), 20% (WpI20%, WQI20%), 100% (WpI100%, WQI100%) и 120% (WpI120%, WQI120%).

Примечания:

1 Характеристики относительной погрешности АИИС КУЭ даны для измерения приращения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

6 Погрешность в рабочих условиях указана:

- для I от 0,02 1ном до 1,21ном;

- для cos ф от 0,5 инд. до 1 и от 1 до 0,8 емк.

- для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от +15 °С до +35 °С.

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на анало-логичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у пере-численных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

- трансформаторы тока и напряжения - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400 000 ч, средний срок службы tcll = 30 лет;

- счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, средний срок службы tcn = 32 года.

- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления te = 2 ч;

- сервер - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления te = 1 ч;

- СОЕВ - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления te = 2 ч. Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи.

Регистрация событий:

а) в журнале событий счетчика:

- параметрирования,

- корректировки системного времени,

- отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- б) в журнале событий УСПД:

- параметрирования,

- пропадания и включения питания

- изменения даты и времени

в) в журнале событий ИВК:

- несанкционированного изменения ПО и параметрирования АИИС КУЭ,

- потери и восстановления связи со счетчиками и УСПД,

- корректировки системного времени (расписание).

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- путем пломбирования счетчиков электроэнергии пломбировочной проволокой и пломбой спереди;

- путем пломбирования трансформаторов тока пломбой в 2-х местах на месте крепления задней крышки;

- путем пломбирования УСПД сбоку пломбой в 3-х местах;

- путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам, УСПД и серверу БД (размещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых шкафах);

б) защита информации на программном уровне:

- установка паролей на счетчиках. УССВ, сервере БД, АРМ;

- разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров, времени и данных;

- регистрация событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии и мощности;

- защита результатов измерений при передаче.

Глубина хранения информации:

- счетчик - при отключении питания - не менее 10 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

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 4

Поверка

осуществляется по документу 07-45/016 МП «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» с изменением № 1, утвержденному ФБУ «Красноярский ЦСМ» 10.04.2018 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

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

- вольтамперфазометр Парма ВАФ-А по методике поверки , изложенной в разделе 7 «Поверка прибора» руководства по эксплуатации РА 1.007.001 РЭ и согласованной с ГЦИ СИ Тест-С.-Петербург в декабре 2004 г.;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы.

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

Сведения о методах измерений

Методика измерений содержится в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Методика аттестована ФБУ «Красноярский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 07.01.00291.002-2013 от 30.12.2013 г.

Нормативные документы

ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений.

Трансформаторы тока. Методика поверки»

ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений.

Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 1983-2015 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 31819.22-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ 31819.23-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».