Назначение
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ОП «Орская ТЭЦ-1» ОАО «Оренбургская теплогенерирующая компания» (АИИС КУЭ ОТЭЦ-1) с Изменением № 1 (далее АИИС КУЭ ОТЭЦ-1 с изменением № 1) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОП «Орская ТЭЦ-1» ОАО «Оренбургская теплогенерирующая компания» (АИИС КУЭ ОТЭЦ-1), свидетельство об утверждении типа RU.E.34.067.A № 27925, регистрационный № 34894-07, и включает в себя описание дополнительного измерительного канала, соответствующего точке измерений № 78.
АИИС КУЭ ОТЭЦ-1 с Изменением № 1 предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС КУЭ ОТЭЦ-1 с Изменением № 1 представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ ОТЭЦ-1 с Изменением № 1 решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), синхронизированных с координированной шкалой времени UTC;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны серверов организаций-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 ОТЭЦ-1 с изменением № 1;
- конфигурирование и настройка АИИС КУЭ ОТЭЦ-1 с изменением № 1;
- ведение единого времени в АИИС КУЭ ОТЭЦ-1 с изменением № 1 (коррекция времени).
АИИС КУЭ ОТЭЦ-1 с изменением № 1 включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень (ИИК): измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики электрической энергии.
2-й уровень (ИВКЭ): устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа ЭКОМ-3000;
3-й уровень (ИВК): информационно-вычислительный комплекс, включающий в себя: каналообразующую аппаратуру, сервер - промышленный компьютер Patriot Workgroup 5200 R0511-UX24102x3600 (VB). Дисковая подсистема представлена двумя Raid-массивами. Операционная система Windows 2000 Server. Система обеспечения единого времени (СОЕВ) выполнена с использованием устройства синхронизации времени УСВ-1.
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 электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная электрическая мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической 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 электрической мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы - сервер баз данных (сервер БД).
На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям, каналам сотовой связи или сети Интернет.
АИИС КУЭ ОТЭЦ-1 с Изменением № 1 оснащена системой обеспечения единого времени на базе УСВ-1, установленной на сервере и включающей в себя часовую станцию с встроенным цифровым электронным индикатором и автономными органами управления, цифровой радиоприемник и программное обеспечение. Время сервера синхронизируется с временем УСВ-1, сличение ежечасное, погрешность синхронизации ±20 мс. Сличение времени сервера с временем УСПД осуществляется каждый час, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД более ±2 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется 1 раз в сутки, корректировка времени счетчиков производится при расхождении с временем УСПД более ±2 с. Поправка часов относительно координированной шкалы времени UTC не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
Программное обеспечение АИИС КУЭ ОТЭЦ-1 с изменением № 1 состоит из стандартного и специализированного программного обеспечения.
Стандартный программный пакет, применяемый для управления сервера и АРМов АИИС КУЭ ОТЭЦ-1 с изменением № 1 использует программные продукты в составе:
- операционная система «Windows Server 2008 R2»;
- СУБД «MS SQL Server 2008 R2 Standart Edition»;
- пакет «MS Office».
Специализированный программный комплекс «Энергосфера».
Программное обеспечение «Энергосфера» реализовано по технологии «клиент-сервер», позволяющей устанавливать клиентскую и серверную часть как на одном компьютере, так и на разных компьютерах. Серверная часть содержит программы приема и обработки данных и базу данных Microsoft SQL Server. В составе клиентской части находятся программы, позволяющие пользователям системы получать электронные данные на основе различных технологий. Основной сетевой протокол, используемый при функционировании - TCP/IP.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Сервер опроса PSO.exe |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 6.5.95.3372 |
| Цифровой идентификатор ПО | 38c7d28efefe7239324b4c0a56b7c40b (алгоритм вычисления — MD5) |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | _ |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ ОТЭЦ-1 с Изменением № 1 и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав дополнительного измерительного канала АИИС КУЭ и его метрологические характеристики
| Канал измерений | Состав измерительного канала | Вид электрической энергии | Погрешность, % |
| Номер ИК | Наименование присоединения | Вид | Класс точности, коэффициент трансформации, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ | Фаза | Обозначение |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 78 | ОРУ-110кВ 2 система шин, ячейка 10, ВЛ 110кВ ГПП-4 | ТТ | КТ=0,5Б Ктт=300/5 22440-07 | A | ТВГ-110 | — активная прямая; — активная обратная; — реактивная прямая; — реактивная обратная | TSTSSSSS-Q-QSS&S ■b'b'b'bbbbd II II II II II II II II н-н-н-н-н-н-н-н-ОО О O O U) W 'Ji |
| B | ТВГ-110 |
| C | ТВГ-110 |
| ТН | КТ=0,5 Ктн=110000/100 14205-94 | A | НКФ-110-57 |
| B | НКФ-110-57 |
| C | НКФ-110-57 |
| Счетчик | КТ=0,2Б/0,5 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М |
В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности при вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:
51,а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 0,1-1ном для cosф = 0,8;
З2.а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 1ном для cosф = 0,8;
51,р.о — границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 0,1-1ном для япф = 0,6;
З2.р.о — границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 1ном для simp = 0,6;
З1.а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1-1ном для cosф = 0,8;
З2.а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = |ном для cosф = 0,8;
З1.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = 0,1-IHom для sinф = 0,6;
Лист № 4
Всего листов 6
З2.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 1ном для sinф = 0,6.
Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02)-ином; ток (0,01 — 1,2)-1ном; cosф=0,9 инд;
- температура окружающей среды (20 ± 5)°С.
Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1)^ином; ток (0,01 - 1,2)-1ном при трансформаторах тока с классами точности 0,5S и 0,2S; cosф=0,8 инд;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до 70°С; для счетчиков от минус 40 до 60°С; для сервера от 10 до 40°С.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее Тср=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB=2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Тср=50000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более ^=1 ч;
- система обеспечения единого - среднее время наработки на отказ не менее Тср=50000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более ^=2 ч.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии ОП «Орская ТЭЦ-1» ОАО «Оренбургская теплогенерирующая компания» (АИИС КУЭ ОТЭЦ-1) с Изменением № 1.
Комплектность
В комплект дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ ОТЭЦ-1 с изменением № 1 входят технические средства и документация, представленные в таблицах 3 и 4 соответственно.
Таблица 3 - Технические средства
| № | Наименование | Обозначение | Кол-во (шт) |
| 1 | Трансформатор тока | ТВГ-110 | 3 |
| 2 | Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 | 3 |
| 3 | Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
Таблица 4 - Документация
| № | Наименование | Кол-во |
| 1 | Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО «Оренбургская ТГК». Технорабочий проект 201404.043 ТРП | 1 |
| 2 | Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО «Оренбургская ТГК». Паспорт-формуляр 201404.043 ФО | 1 |
| 3 | Документация по программному обеспечению «Энергосфера». | 1 |
| 4 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОП «Орская ТЭЦ-1» ОАО «Оренбургская теплогенерирующая компания» (АИИС КУЭ ОТЭЦ-1) с Изменением № 1. Методика поверки. | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 34894-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ОП «Орская ТЭЦ-1» ОАО «Оренбургская теплогенерирующая компания» (АИИС КУЭ ОТЭЦ-1) с Изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» в мае 2014 г.
Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методах измерений
Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОТЭЦ-1 с изменением № 1. Свидетельство об аттестации № 01.00230/12-2014 от 26.05.2014 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.
