Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на ГТ ТЭЦ г. Касимов (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности с ОРЭМ на ГТ ТЭЦ г. Касимов по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее по тексту - ИАСУ КУ) ОАО «АТС»; филиал ОАО «СО ЕЭС» Рязанское РДУ; филиал «МРСК Центра и Приволжья» - «Рязаньэнерго» и ОАО «Рязанская энергетическая сбытовая компания» в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ построена на основе ИВК «Альфа Центр» (Госреестр № 20481-00) и представляет собой трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ состоит из трех уровней:
1-ый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), который включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 Госсреестр № 17049-09, автоматизированные рабочие места операторов, технические средства приема-передачи данных, технические средства обеспечения питания технологического оборудования.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных ОАО «ГТ ТЭЦ Энерго» (далее по тексту -сервер ОАО «ГТ ТЭЦ Энерго»), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве сервера ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» используется промышленный компьютер НР ProLian ML370 с установленным программным обеспечением AC_SE и Oracle 9.2 (ПО «Альфа Центр»)..
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
лист № 2
Всего листов 8 - 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 организации-участники 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);
- передача журналов событий счетчиков.
Принцип действия:
ТТ и ТН приводят действительные значения токов и напряжений к нормированным величинам. Непрерывные величины тока и напряжения в точке измерения электроэнергии с ТТ и ТН поступают на вход счетчика. Счетчик преобразует аналоговые сигналы тока и напряжения в дискретные, проводит вычисления активной, реактивной и полной мощности, интегрирует полученные значения на заданном интервале усреднения (30 мин). По завершению заданного интервала интегрирования переносит данные в энергонезависимую память с привязкой к календарному времени.
В процессе работы счетчика постоянно ведется контроль событий, которые по мере их возникновения записываются в журналы событий. Данные сохраняются в энергонезависимой памяти счетчика на глубину не менее 35 сут.
УСПД в соответствии с параметрами конфигурации раз в 30 мин считывает данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий счетчиков, подключенных к УСПД.
Считанные данные результатов измерений в УСПД приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных, по описанию групп учета формируются учетные данные группы и архивируются в БД. Так же в базу данных УСПД заносятся журналы событий счетчиков.
В результате функционирования УСПД производится сбор данных со всех ИИК путем последовательного опроса всех счетчиков. В процессе своего функционирования УСПД непрерывно ведет журнал событий с указанием даты и времени возникновения событий.
Результаты измерений, журналы событий счетчиков и УСПД хранятся в энергонезависимой памяти УСПД не менее 35 сут.
УСПД автоматически, в заданные интервалы времени с периодичностью 30 мин, по запросу передает информацию на сервер ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго». После получения информации результаты измерений приращений активной и реактивной электроэнергии и записи журналов событий счетчиков и УСПД заносятся в базу данных сервера (записываются на жесткий диск сервера).
Доступ к информации, хранящейся в базе данных УСПД, осуществляется с АРМ инженера АСКУ ЭН.
Все виды коммерческой, технической и служебной информации привязаны к единому календарному времени.
Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически внутренними таймерами счетчиков, УСПД.
Синхронизация времени УСПД осуществляется по сигналам единого времени, принимаемым через устройство синхронизации встроенное в УСПД. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД. Контроль времени УСПД осуществляется с периодичностью 1 с, синхронизация времени осуществляется при расхождении времени СОЕВ и УСПД на величину более 1 с.
СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени с точностью не хуже ±5,0 с/сут.
лист № 3
Всего листов 8
Синхронизация времени в счетчиках, подключенных к УСПД, осуществляется от УСПД. Контроль времени в счетчиках происходит при каждом сеансе связи, синхронизация времени - при расхождении времени счетчиков и УСПД на величину более ±2 с.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Альфа Центр».
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на ГТ ТЭЦ г. Касимов приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО на сервере ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» г. Чехов | Альфа Центр | 11.01.1 | 3929232592 | CRC |
| Альфа Центр Коммуникатор | 3.27.1 | 403100295 | CRC |
| Альфа Центр Диспетчер заданий | 2.10.2 | 2771930370 | CRC |
| Альфа Центр Утилиты | 2.5.11.142 | 284237723 | CRC |
| GPSRaeder | 3.10.4.0 | 110830264 | CRC |
| Microsoft Windows Server 2003 | R2 Standart Edition | 69890-OEM-4418022-45808 | - |
| ПО на АРМ ГТ ТЭЦ г. Новочеркасск | Альфа Центр | 7.07.07.04 | 3929232592 | CRC |
| Альфа Центр Коммуникатор | 3.26 | 674239912 | CRC |
| Альфа Центр Утилиты | 2.5.11.140 | 2153275003 | CRC |
| Альфа Центр Мониторинг | 2.3.12.301 | 866953713 | CRC |
| Microsoft WINDOWS XP Professional VER.2002 SP2 | SP2 | 76456-OEM-0012657-48704 | - |
ПО ИВК «Альфа Центр» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на ГТ ТЭЦ г. Касимов.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на ГТ ТЭЦ г. Касимов от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на ГТ ТЭЦ г. Касимов приведен в Таблице 2.
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| № ИИК | Наименование ИИК | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД | Сервер | Вид электроэне ргии |
| 1 | ТГ-1 яч.9 (62104000211300 1) | ТЛО-10 Класс точности 0,5 800/5 Заводской № 8968, 8967, 8970 Госреестр № 25433-07 | 3xVRQ3n/S2 Класс точности 0,5 10000/^3/100/^3 Заводской № 0580831, 0580816, 0580815 Госреестр № 21988-01 | A1805RAL-P4G-DW-4 Класс точности 0,5S/1,0 Заводской № 01208077 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Заводской №05102896 Госсреестр № 17049-09 | НР ProLian ML370 Заводской № GB8606XLLE | Активная Реактивная |
| 2 | ТГ-2 яч.10 (62104000211300 2) | ТЛО-10 Класс точности 0,5 800/5 Заводской № 8969, 8966, 8971 Госреестр № 25433-07 | 3xVRQ3n/S2 Класс точности 0,5 10000/^3/100/^3 Заводской № 0580819, 0580821, 0580817 Госреестр № 21988-01 | A1805RAL-P4G-DW-4 Класс точности 0,5S/1,0 Заводской № 01208079 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 3 | ТСН-1 яч.1 | ТЛО-10 Класс точности 0,5 100/5 Заводской № 5244, 5251, 5246 Госреестр № 25433-07 | 3xVRQ3n/S2 Класс точности 0,5 10000/^3/100/^3 Заводской № 0580818, 0580820, 0580829 Госреестр № 21988-01 | A1805RAL-P4G-DW-4 Класс точности 0,5S/1,0 Заводской № 01208078 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 4 | ТСН-2 яч.2 | ТЛО-10 Класс точности 0,5 100/5 Заводской № 5253, 5243, 5256 Госреестр № 25433-07 | 3xVRQ3n/S2 Класс точности 0,5 10000/^3/100/^3 Заводской № 0580857, 0580825, 0580822 Госреестр № 21988-01 | A1805RAL-P4G-DW-4 Класс точности 0,5S/1,0 Заводской № 01207483 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 5 | КРУ 10 кВ Касимовской ГТ-ТЭЦ; ячейка 10 кВ №7 (62104000211310 1) | ТЛО-10 Класс точности 0,5 1000/5 Заводской № 5287, 5288, 5284 Госреестр № 25433-07 | 3xVRQ3n/S2 Класс точности 0,5 10000/^3/100/^3 Заводской № 0580832, 0580826, 0580823 Госреестр № 21988-01 | A1805RAL-P4G-DW-4 Класс точности 0,5S/1,0 Заводской № 01207482 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Заводской №05102896 Госсреестр № 17049-09 | НР ProLian ML370 Заводской № GB8606XLLE | Активная Реактивная |
| 6 | КРУ 10 кВ Касимовской ГТ-ТЭЦ; ячейка 10 кВ №8 (62104000211320 1) | ТЛО-10 Класс точности 0,5 1000/5 Заводской № 2372, 2369, 2367 Госреестр № 25433-07 | 3xVRQ3n/S2 Класс точности 0,5 10000/^3/100/^3 Заводской № 0734245, 0734243, 0734239 Госреестр № 21988-01 | A1805RAL-P4G-DW-4 Класс точности 0,5S/1,0 Заводской № 01208080 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
Примечание: A1805RAL-P4G-DW-4 (А=5000 имп/кВт-ч(имп/квар-ч)
Таблица 3
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИК | cos<p | §5% р, % 15%<1ИЗМ<120% | §20% P, % 120%<1ИЗМ<1100% | §100% P, % I100%<1ИЗМ<1120% |
| 1-6 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,5Б | 1,0 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 |
| 0,6 | ±4,6 | ±2,8 | ±2,3 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 |
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИК | cosф/sinф | §5% р, % 15%<1ИЗМ<120% | §20% P, % 120%<1ИЗМ<1100% | §100% P, % I100%<1ИЗМ<1120% |
| 1-6 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9/0,44 | ±7,2 | ±4,0 | ±3,1 |
| 0,8/0,6 | ±5,2 | ±3,0 | ±2,4 |
| 0,7/0,71 | ±4,3 | ±2,7 | ±2,2 |
| 0,6/0,8 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 |
| 0,5/0,87 | ±3,5 | ±2,3 | ±2,0 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,9 до 1,1- Uhom;
• ток от 1 до 1,2-Imom, cosq=0,9 инд;
• температура окружающей среды: (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети от 0,9 до 1,1- Uhom,
• ток от 0,01 до 1,2-Ihom;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 65 °С;
- УСПД от минус 10 до плюс 50 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчики электроэнергии А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120 000 часов;
• УСПД ЭКОМ 3000 - среднее время наработки на отказ не менее 75 000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ АЭС от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
• на счетчики предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
• защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• серверах, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 92 суток; при отключении питания - не менее 30 лет;
• УСПД ЭКОМ 3000 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - 40 суток; при отключении питания - 10 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
| № п/п | Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 1 | Трансформатор тока | ТЛО-10 | 18 |
| 3 | Трансформатор тока | VRQ3n/S2 | 18 |
| 4 | Электросчетчик | A1805RAL-P4G-DW-4 | 6 |
| 5 | GSM-модем | IRZ Automation MC52iT | 1 |
| 6 | Сервер | НР ProLian ML370 | 1 |
| 7 | Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| 8 | Специализированное программное обеспечение | ИВК «Альфа Центр» | 1 |
| 9 | Паспорт-формуляр | ГДАР.411711.061-11.ПФ | 1 |
| 10 | Методика поверки | МП 1062/446-2011 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1062/446-2011 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на ГТ ТЭЦ г. Касимов. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в августе 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчики Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.
- ИВК «Альфа Центр» - по методике поверки ДЯИМ.466453.006МП утверждённой ГЦИ СИ ВНИИМС в 2000 г.
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений (-40.. .+50) °С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительная системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на ГТ ТЭЦ г. Касимов аттестована ЗАО НПП «ЭнергопромСервис». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 028/01.00238-2008/061.11-2011 от 05 августа 2011 г
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
7 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
