Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Нижнекамская ТЭЦ"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижнекамская ТЭЦ» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения передачи и отображения результатов измерений.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - включает измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа СИКОН С1 (Госреестр СИ РФ № 15236-03; зав. № 1144, №1253) СИКОН С70 (Госреестр СИ РФ № 28822-05; зав. № 07501, № 07502, № 07503) и технических средств приема-передачи данных.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ на базе программного обеспечения (далее - ПО) «Пирамида 2000», сервер баз данных (далее -БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производят опрос цифровых счетчиков.

Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также

отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер базы данных (далее - сервер БД), с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр № 41681-10, зав. № 2226) на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов ИВК с часами УСВ-2 происходит каждый час, коррекция проводится при расхождении более чем на ±

0,5 с. Часы УСПД синхронизируются от часов ИВК один раз в сутки, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД/ИВК с периодичностью один раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится вне зависимости от наличия расхождения (программируемый параметр).

СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже ± 5,0 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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 ПО "Пирамида 2000", в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО "Пирамида 2000" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО "Пирамида 2000".

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

ю

Генератор № 4

Г енератор № 3

Г енератор № 2

Счет

чик

Счет

чик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

ТН

тт

On

^ О ю> о

5 $■

U)

°

° S.

U)

00

^    я

^    нн Н

ю    II

ui    Л Я

ю    и ю

-Р*.    сл

0^0

"Р^    Гл

^    я

^    нн Н

Ю    ^ II

ш    ^ Я

ю    || ю

-р*.    сл

0^0

"Р^    Гл

iо* LtJ 40 40 On On

iо*

ю

ю

I

о

OJ

' , о

i? О

^    нн Н

Ю    II

ui    ^ Я

Ю    II ю

-Р*.    сп

0^0

-р^    л

ю*

ю

ю

W

н

II

JO

?s н

?S Н

д II II Я

On ^

d ье 00

' О

^ о

•<-40 ^

00 11 о о

О ^

О

О

о

о

о о . о о

JO

о

о

LtJ

td

>

td

>

о

о

>

>

>

>

td

td

td

td

о

о

о

о

0

(J

н

1

-р*.

н

0

(J

н

1

-р*.

н

0

(J

н

1

-р*.

н

со

к

о

со

к

о

со

к

о

со

к

о

о

On

со

к

о

о

On

ю

о

о

OJ

о

OJ

о

LtJ

On

LtJ

On

LtJ

о

On

О

^1

О

ю

ю

ю

-р*.

40

-р*.

On

о

о

LtJ

00

40

о

о

On

40

00

00

40

О

о

On

On

ю

200000

120000

288000

On

TI

О

РЭ

Я

н

К

ся

X

р

&Q

Tf

<т>

РЭ

Я

н

К

ся

X

р

&Q

TI

<т>

РЭ

Я

н

К

ся

X

Р

&Q

>

я

н

К

ся

X

р

&Q

>

я

н

К

ся

X

Р

&Q

>

я

н

S

ся

X

&Q

JS)

\h>

JS)

\h>

JO

^40

JS)

чУ1

'ui

чУ1

'ui

td

о

CD

l—1

0

1    5=1

о S

H 2 о H ся ^

,__ io'

40

я

-a

о

ti

о

и

%

a>

X

X

CD

H

P2

OX

u

X

с

E

to

ю

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2. вывода 220 кВ 2Т (ВЛ 2ГТ)

Тижнекамская ТЭЦ ПТК-2 вывода 220 кВ 1Т (ВЛ 1ГТ)

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, РУСН 6 кВ, секция 9Р, яч. 14, (Тр-р № 92Т)

Is)

Счет

чик

Счет

чик

Счет-чик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

W

3 $

" II £ Я

О Ui

о

о

^    Я

^ НН    Н

OJ ys    II

^    о

VO II    ю

^1 Д    сл

% 1

§ о 4^ О о

& > я V0

о ">

OJ

%    «

Ю    н

°    II

о    "

-О    о Я "vi

иУ

^    НН Н

Ю    ^ II

2    2 я

3    11 £

о    ^ jo

^    "vi

ю*

ю

Ov

VI

OJ

■

о

OJ

Ov

VO

-р*.

■

OJ

OJ

Ov

VO

-р*.

I

U)

VI

ю

-р*.

I

о

-р*.

ю

сг>

о

о

о

о

о

о

о

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

О

о

О

О

О

О

о

(J

Н

■

Н

£

о

0 (J

н

1

-р*.

н

о

ю

is>

о

(J

Н

■

-р*.

Н

£

о

OJ

Н

е

к

■

ю

ю

о

Н

е

к

й

■

ю

ю

о

Н

е

к

to

■

ю

ю

о

Н

е

к

to

■

ю

ю

о

Н

е

к

to

■

ю

ю

о

н

е

к

to

■

ю

ю

о

ov

о

оо

ю

ю

ю

о

ю

VI

-р*.

Ov

ю

-(^

Ov

^1

Ov

>

(J

О

■tb

-(^

Ov

OJ

OJ

а\

о

00

о

-р*.

LtJ

LtJ

-Р*.

00

ю

ON

о

ov

OJ

OJ

OJ

>

(J

О

00

Ov

VO

2200000

1800

On

2200000

Tf

о

РЭ

Я

Н

К

со

X

р

TI

cd

РЭ

я

н

К

со

X

Р

SQ

Tf

о

РЭ

Я

н

S

со

X

&Q

>

Я

н

К

со

X

Р

>

я

н

к

со

X

р

>

Я

н

S

со

X

р

&Q

JO

“и>

JO

“и>

Js)

"vi

00

ю

td

о

CD

*1

0

1    5=1 S g

H 2 о H a ^

,__ Ю*

Js)

чУ1

"vi

чУ1

"vi

Vl

vo

"vo

"-J

я

чз

о

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

td

о

<т>

*1

0

1    5=1 8 s

н 2 о н а ^

,_, Ю*

а\ оо

Я

-а

о

о

и

%

а>

Д

д

<т>

н

РЭ

04

и

X

с

Е

ю

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, РУСН 6 кВ, секция 7Р, яч. 13 (000 "ИНВЭНТ-Технострой")

ю

Г енератор № 6

Г енератор № 5

Счет

чик

Счет

чик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

W

о

о

о г? о

о

ю* О

я

On

d ье 00 ^ I о ^ о

^ Я

io* Н OJ W II

ю сл

w

н

W

н

« п

S о

11 £

-р*.

OJ

Ю*

и» Я о\ 9

On л

^ п

--J

W

н

II

JO

"ю

*

?S Н

X 11 II Я

о

0 ^1

1

U)

о

о

оо

U)

о

о

40

^1

ю

ю

OJ

OJ

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

о

О

О

О

О

О

0 (J

н

1

-р*.

н

о

OJ

О

(J

Н

■

н

о

OJ

0 (J

н

1

-р*.

н

о

OJ

со

К

О

5=1

о

On

со

к

О

5=1

о

On

С

§

С

а

о

оо

о

OJ

о

оо

о

оо

Я

н

W

X

LtJ

О

LtJ

On

оо

^1

LtJ

О

LtJ

On

оо

On

о

о

OJ

00

ю

о

00

о

^1

40

On

о

210000

3600

о\

200000

Tf

о

рэ

П

X

ся

Д

Р

&Q

TI

о

РЭ

3

Д

ся

X

Р

&Q

TI

о

РЭ

п

X

ся

X

Р

&Q

>

п

X

СЯ

Д

р

&Q

>

П

X

ся

Д

Р

&Q

>

п

X

СЯ

д

р

&Q

■о

JS)

'ui

JO

'lyi

JO

Ъо

00

ю

ON

td

о

<т>

*1

0

1    5=1

8 S

н 2 о н ся ^

,_, ю'

ON 40

ю

JS)

LtJ

'lyi

чУ1

"-J

40

“о

“о

Продолжение таблицы 2

td

о

CD

l—I О

й

к

о

н

о

со

и

К

о

н

Примечания:

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

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

3.    Нормальные условия:

Параметры сети: напряжение от 0,98 U ном до1,02 Ином; ток от 1 1ном до 1,2 1ном, cos9 = 0,87 инд.;

Температура окружающей среды (23 ± 2) °С.

4.    Рабочие условия:

Параметры сети: напряжение от 0,9 Ином до 1,1 Ином; ток от 0,02(0,05) I ном до 1,2 1ном; 0,5 инд. < cos9 < 0,8 емк.

Допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 55°С до 45°С, для счетчиков от минус 20°С до 55 °С; для УСПД от минус 10°С до 50°С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05) 1ном, cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 5 °С до 35 °С.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.02.2, СЭТ-4ТМ.03- среднее время наработки на отказ Т0= 90000ч.

-    электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16- среднее время наработки на отказ Т0= 165000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 2 часа;

-    устройство сбора и передачи данных типа СИКОН С1, СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ Т0 = 70 000 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-    попытка несанкционированного доступа;

-    факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

-    изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    ИВК.

- наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;

-    ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована);

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов 114 суток;

-    ИВКЭ - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижнекамская ТЭЦ».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижнекамская ТЭЦ»_

Поверка

осуществляется по документу МП 62954-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижнекамская ТЭЦ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 09.11.2015 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика

выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки

ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки

ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с методикой поверки

ИЛГШ.411152.087 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.087 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;

-    контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С1 - в соответствии с документом

«Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1» утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2008 году;

-    контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 - в соответствии с документом

«Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1» утвержденным ВНИИМС в 2005 году;

-    термогигрометр «CENTER» (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20... 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10.. .100 %;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со

счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в «Методике измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) для оптового рынка электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижнекамская ТЭЦ)» аттестованной Государственным центром испытаний средств измерений ФБУ «ЦСМ-Татарстан», свидетельство об аттестации № 63-01.00267-20142019. Методика внесена в Федеральный реестр методик измерений под № ФР.1.34.2014.17602

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижнекамская ТЭЦ»

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».