Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2. Измерительные каналы ячеек №11-1, 11-4, 33-1, 33-4 ГРУ-10 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электрической энергии) и нарастающим итогом на начало расчетного периода (результаты измерений), используемое для формирования данных коммерческого учета;
- формирование данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
- ведение единого времени при выполнении измерений количества активной и реактивной электрической энергии и формирования данных о состоянии средств измерений;
- периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии и данных о состоянии средств измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии средств измерений;
- обработку, формирование и передачу результатов измерений в ХМЬ-формате по электронной почте коммерческому оператору и внешним организациям с электронной подписью;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения (ПО) от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- обеспечение по запросу коммерческого оператора дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений с сервера ИВК АИИС КУЭ на всех уровнях АИИС КУЭ;
- обеспечение отображения коэффициентов трансформации измерительных каналов (ИК) на уровнях ИВКЭ и ИВК.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), а также аппаратуру для передачи/приема данных по линиям связи, источники бесперебойного питания для каналообразующей аппаратуры;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД), выполняющие функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, блок коррекции времени ЭНКС-2 (БКВ), каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.
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 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на вход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на сервер уровня ИВК.
Сервер ИВК, с периодичностью один раз в 30 минут, производит опрос уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера ИВК.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате ХМЬ. Файл с результатами измерений в формате XML по электронной почте по сети Internet передаётся в АО «АТС», ПАО «Фортум», ОАО «МРСК Урала» (филиал «Челябэнерго»), ООО «Уралэнергосбыт», филиалу ОАО «СО ЕЭС» -Челябинское РДУ и другим заинтересованным организациям. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с АРМ АИИС КУЭ настоящей системы, осуществляется в автоматизированном режиме с подтверждением подлинности электронной подписью ответственного сотрудника исполнительного аппарата ПАО «Фортум».
Сервер ИВК АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ включает в себя часы УСПД, сервера БД и счетчиков, а также блок коррекции времени ЭНКС-2 (БКВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS).
Сличение часов УСПД с часами ЭНКС-2 происходит ежесекундно. Коррекция часов УСПД выполняется при расхождении с показаниями ЭНКС-2 более чем на ±1с.
Сличение часов сервера с часами УСПД происходит ежесекундно. Коррекция часов сервера выполняется при расхождении с показаниями УСПД более чем на ±1 с.
Время счетчиков сличается со временем УСПД один раз в час. Коррекция времени счетчиков проводится при расхождении времени счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД отражают время до и после коррекции показаний часов (в формате дата, часы, минуты, секунды).
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12. 1 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac_metrology.dll) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК, основные метрологические и технические характеристики ИК
1 № | Наиме нование ИК | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) | Обозначение, тип | ИВКЭ |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
1 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 11-1 | н н | Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 69606-17 | А | ТОЛ-НТЗ | RTU-327L Рег. № 41907-09 ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
В | ТОЛ-НТЗ |
С | ТОЛ-НТЗ |
К н | Кт = 0,2 Ктн = 10500:^3/100:^3 Рег. № 69604-17 | А | ЗНОЛП-НТЗ |
В | ЗНОЛП-НТЗ |
С | ЗНОЛП-НТЗ |
Счетчи к | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 31857-11 | A1802RALXQV-P4GB- DW-4 |
2 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 33-1 | н н | Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 69606-17 | А | ТОЛ-НТЗ |
В | ТОЛ-НТЗ |
С | ТОЛ-НТЗ |
К н | Кт = 0,2 Ктн = 10500:^3/100:^3 Рег. № 69604-17 | А | ЗНОЛП-НТЗ |
В | ЗНОЛП-НТЗ |
С | ЗНОЛП-НТЗ |
Счетчи к | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 31857-11 | A1802RALXQV-P4GB- DW-4 |
3 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 11-4 | н н | Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 69606-17 | А | ТОЛ-НТЗ |
В | ТОЛ-НТЗ |
С | ТОЛ-НТЗ |
К н | Кт = 0,2 Ктн = 10500:^3/100:^3 Рег. № 69604-17 | А | ЗНОЛП-НТЗ |
В | ЗНОЛП-НТЗ |
С | ЗНОЛП-НТЗ |
Счет чик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 31857-11 | A1802RALXQV-P4GB- DW-4 |
4 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 33-4 | н н | Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 69606-17 | А | ТОЛ-НТЗ |
В | ТОЛ-НТЗ |
С | ТОЛ-НТЗ |
К н | Кт = 0,2 Ктн = 10500:^3/100:^3 Рег. № 69604-17 | А | ЗНОЛП-НТЗ |
В | ЗНОЛП-НТЗ |
С | ЗНОЛП-НТЗ |
Счетчи к | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 31857-11 | A1802RALXQV-P4GB- DW-4 |
Примечания к таблице 2:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и ЭНКС-2 на аналогичные утвержденных типов.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Допускается изменение наименований ИК без изменения объекта измерений.
5 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номера однотипных ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (± 5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
1 | 2 | 3 | 4 |
1 - 4 | Активная | 0,5 | 1,9 |
Реактивная | 1,1 | 1,9 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Л), с | 5 |
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 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cos! = 0,5инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °С. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики | Значение |
1 | 2 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos! - температура окружающей среды, °С | от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos! | от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк |
1 | 2 |
температура окружающей среды, °С: | от -45 до +40 |
- для ТТ и ТН | от -40 до +65 |
- для счетчиков | от -20 до +50 |
- для УСПД | от -40 до +55 |
- для БКВ | 0,5 |
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Электросчетчики: | |
- среднее время наработки до отказа, ч, не менее | 120000 |
- среднее время восстановления работоспособности, суток, не | 3 |
более | |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
ИВК: | |
- коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
Глубина хранения информации | |
Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее | 45 |
ИВКЭ: | |
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях | |
электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
ИВК: | |
- результаты измерений, состояние объектов и средств | |
измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал УСПД:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- журнал сервера:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование | Обозначение | Количество |
1 | 2 | 3 |
Трансформаторы тока | ТОЛ-НТЗ | 12 шт. |
Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-НТЗ | 12 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 4 шт. |
1 | 2 | 3 |
Устройства сбора и передачи данных | RTU-327L | 1 шт. |
Блок коррекции времени | ЭНКС-2 | 1 шт. |
Методика поверки | МП 206.1-029-2020 | 1 экз. |
Формуляр | Э-1346/1-1-ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-029-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2. Измерительные каналы ячеек №11-1, 11-4, 33-1, 33-4 ГРУ-10 кВ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 15.04.2020 г.
Основные средства 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 и/или по МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3.. .35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- по МИ 3195-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации;
- по МИ 3196-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации;
- по МИ 3598-2018 ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации;
- счетчики Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофукциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электричческой энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- УСПД RTU-327L - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- Блок коррекции времени ЭНКС-2 - по документу ЭНКС.681730.001 МП «Инструкция. Блоки коррекции времени ЭНКС-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.09.2014 г.;
- Блок коррекции времени ЭНКС-2, рег. № 37328-15;
- термогигрометр «CENTER» (мод. 315), рег. № 22129-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2. Измерительные каналы ячеек №11-1, 11-4, 33-1, 33-4 ГРУ-10 кВ, аттестованно ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2. Измерительные каналы ячеек №11-1, 11-4, 33-1, 33-4 ГРУ-10 кВ
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